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Senhaji Jemaoui

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Ecole Nationale des Sciences Appliquées
Kénitra
RAPPORT DE PROJET DE FIN D’ETUDES
Filière : Génie électrique
Option : Electrotechniques et énergies renouvelables
L’optimisation de la consommation
énergétique de la station PEM
Effectué à :
Groupe OCP SA – Site Jorf Lasfar
Réalisé par :
Encadré par :
Senhaji Malih Ayoub
Maitre de Stage : Mehdi Errachiq
Encadrant Pédagogique :
Jemaoui yassir
- ERGUIG Hassan
- El BACHA Abdelhadi
Année Universitaire 2014-2015
Dédicaces
Dédicaces
On dédie le présent travail :
A nos familles :
Aucune dédicace ne saurait exprimer toute l’affectation que je leur porte; ce travail est le
résultat de vos immenses sacrifices et la tendresse que vous m’avez toujours témoigné. Je ne
pourrais m’en acquitter autrement que par des vœux, que dieu vous donne longue vie et
bonheur.
A nos amis :
En témoignage des profonds sentiments amicaux et fraternels que je ressens et de
l’attachement qui nous unit, je vous souhaite plein de succès et de bonheur.
A tous ceux qui nous ont aidé à la réalisation de ce modeste travail et m’ont
soutenu durant mon stage.
A tous nos professeurs de l’école nationale des sciences appliquées :
En témoignage de notre respect et notre gratitude pour leurs efforts et leur orientation
durant nos études.
A toute personne qui aura l’occasion de lire notre rapport.
Remerciements
Remerciements
Au nom d’ALLAH le tout puissant, le très miséricordieux.
Ce travail, ainsi accomplie, n'aurait point pu arriver à terme, sans l'aide et le soutien et tout le
guidage d'ALLAH, louange au tout miséricordieux ; le seigneur de l'univers.
En second lieu, on tient à remercier nos parents ainsi que toutes personnes ayant aidé, de
près ou de loin à l'achèvement de notre Projet de stage.
On remercie particulièrement :
Notre parrain du stage : M.ER-Rachiq Mehdi, ingénieur d’exploitation de la boucle THT/HT
pour ses orientations durant toute la période de notre stage.
Tous les agents du service électrique Du complexe Maroc Phosphore :
M.KEDDARI, M.BENMER, M.BOUSETA, M.AGLID, M.MIFTAH, M.SABRI, M.NAHILI, M.ZOUGARI,
M.BENAOUDA, M.ALLAIN RIOU, ….
Tout
le corps professoral de l’école nationale des sciences appliquées de Kenitra et de
Marrakech pour leurs efforts remarquables durant notre période de formation et de stage…
Nos Collègues de stage au sein du service électrique.
Tous les étudiants de l’école nationale des sciences appliquées de Kenitra et de Marrakech.
2
Résumé
Résumé
Dans le cadre d’une vision stratégique de l’amélioration du fonctionnement des unités de
production, le groupe OCP (site de Jorf Lasfar) présenté par Maroc Phosphore III et IV a opté
pour procéder à la rénovation de l’automatisation, l’instrumentation, la supervision de la
boucle haute tension, la rationalisation et l’économie de l’énergie qui joue un rôle décisif dans
l’accroissement de la productivité des installations tout en respectant les directives
écologiques et économiques ce qui se traduit par une meilleure compétitivité de l’entreprise,
quel que soit son secteur d’activité. La solution proposée prend en considération non
seulement l’intégration de nouvelles technologies mais aussi la faisabilité de la solution et
aussi les contraintes technico-économiques.
Pour ce faire nous avons procédé à l’étude diagnostic de la consommation d’énergie
électrique du système actuel pour ressortir les gisements d’économie d’énergie, ces derniers
vont nous permettre de dégager des solutions opportunes d’ordre d’exploitation et aussi
d’ordre technologique pour concrétiser et diminuer la consommation actuelle, ensuite
l’établissement d’une étude technique et économique de chaque solution afin de déduire
laquelle qui est la meilleure et l’optimale.
Hors que parmi toutes les solutions qu’on a étudié dont on cite la compensation de l’énergie
réactive, le démarrage progressif des moteurs MT et l’optimisation de l’éclairage seule cette
dernière solution est rentable avec un gain annuel de 45 160 Dhs. Cependant, la
consommation de l’éclairage ne représente que 0,2% de la consommation globale de la station
pompage eau de mer. Choses qui nous ont poussées à adopté une autre vision qui a consisté
à récupérer une part de l’énergie gaspillée dans le processus de pompage via l’installation de
turbine de récupération de l’énergie potentielle de l’eau pompé.
3
Abstract
Abstract
As part of strategic vision of improving the production units, OCP group (Jorf lasfar) opted to
proceed with the renovation of the automation, instrumentation, supervision of high voltage
loop, the rationalization of the energy economy that plays the main role in increasing the
productivity while respecting the ecological and economic guidelines which bring about better
results of competitiveness regardless of industry. The proposed solution takes into
consideration not only the integration of new technologies but also the feasibility of the
solution and also the technical and economic constraints.
That’s why we have done a diagnostic of electrical energy consumption of the current system,
they will enable us to identify appropriate solutions to operating order and also to concretize
technological and reduce current consumption, then the establishment of technical and
economic solutions to deduce which is the best and optimal.
Despite all solutions that we have studied: reactive power compensation, soft start motors
and optimization of lighting. Only the latter one has been profitable with an annual gain of
45160Dhs. However, lighting consumption represents only 0,2% of the overall consumption
of sea water pumping station. That’s why we adopted a new vision which was to recover a
part of the water potential energy by using turbines.
4
Table de matière
Table de matière
Dédicaces ................................................................................................................................... 1
Remerciements ........................................................................................................................... 2
Résumé ....................................................................................................................................... 3
Abstract ...................................................................................................................................... 4
Liste des Figures ......................................................................................................................... 9
Liste des tableaux ..................................................................................................................... 11
Glossaire ................................................................................................................................... 12
Introduction générale ................................................................................................................ 13
Chapitre I .................................................................................................................................. 14
Présentation générale de l’OCP S.A......................................................................................... 14
L’office chérifien des phosphates : ............................................................................... 15
I.
II.
Quelques dates clés :.................................................................................................. 15
III.
Atouts : ...................................................................................................................... 15
IV.
Produits commercialisés : .......................................................................................... 15
V.
Présentation du lieu de stage : ................................................................................... 16
1.
Site de Maroc Phosphore Jorf Lasfar : ...................................................................... 16
2.
Site d’Indo Maroc Phosphore S.A (IMACID) : ........................................................ 16
3.
Site d’Euro Maroc Phosphore S.A (EMAPHOS) : .................................................... 16
4.
Site de Pakistan Maroc Phosphore S.A (PAKPHOS) : ............................................. 16
5.
Site de Bunge Maroc Phosphore S.A (BMP) : .......................................................... 16
VI.
Organisation : ............................................................................................................ 17
1.
Organigramme du groupe OCP : ............................................................................... 17
2.
Organigramme de Maroc phosphore Jorf Lasfar : ..................................................... 17
3.
Description générale des installations des procédés de Maroc Phosphore Jorf Lasfar :
18
VII.
Division des Produits intermédiaires de Maroc Phosphore Jorf Lasfar: ................... 19
1.
Présentation générale : ............................................................................................... 19
2.
Centrale thermoélectrique : ....................................................................................... 20
3.
Traitement des eaux : ................................................................................................. 21
4.
Pompage et reprise eau de mer : ................................................................................ 21
CHAPITRE II ........................................................................................................................... 23
Etude descriptive et fonctionnelle de la station de pompage d’eau de mer PJ1 et PJ11 .......... 23
I.
Cahier des charges : ....................................................................................................... 24
5
Table de matière
II.
Architecture de la boucle 60 Kv : .............................................................................. 24
III.
Les équipements de la station PEM ........................................................................... 25
1.
Les dégrilleurs : ......................................................................................................... 25
2.
Les filtres : ................................................................................................................. 26
3.
Les pompes centrifuges : ........................................................................................... 26
4.
Les clapets anti-retour : ............................................................................................. 32
5.
Les anti-béliers : ........................................................................................................ 32
6.
Les cheminés d’équilibre : ......................................................................................... 33
7.
Les compresseurs :..................................................................................................... 33
8.
Moteur asynchrone triphasé à cage d’écureuil: ......................................................... 33
9.
Transformateur triphasé :........................................................................................... 36
IV.
Processus de pompage d’eau de mer ......................................................................... 36
V.
Les différents utilisateurs d’eau de mer ..................................................................... 38
1.
Consommateurs d’eau de mer : ................................................................................. 38
2.
Chiffrage de la consommation d’eau de mer : ........................................................... 39
CHAPITRE III ......................................................................................................................... 40
Etude diagnostic de la consommation d’énergie électrique de la boucle 60KV ...................... 40
Comptage d’énergie électrique : ................................................................................... 41
I.
1.
Période de comptage .................................................................................................. 41
2.
Redevances de consommation des tranches horaires : .............................................. 42
3.
Position des compteurs au niveau de la boucle 60KV : ............................................ 42
II.
Analyse des bilans énergétiques : .............................................................................. 43
III.
Analyse des factures de consommation : ................................................................... 45
IV.
Consommation et coût pour la station PEM : ............................................................ 46
1.
Consommation du Maroc Phosphore 3&4 : .............................................................. 46
2.
Calcul de la consommation de la station PEM : ........................................................ 46
3.
Calcul du coût relatif à la consommation spécifique de la station PEM ................... 47
4.
Répartition de la consommation d’électricité dans la station PEM : ......................... 48
CHAPITRE IV ......................................................................................................................... 49
Gisements potentiels d’économie d’énergie ............................................................................ 49
I.
Amélioration du facteur de puissance (FP). .................................................................. 50
1.
Généralités : ............................................................................................................... 50
2.
Facteur de puissance de la station PEM : .................................................................. 51
II.
Limitation du courant de démarrage : ........................................................................ 56
1.
Généralités : ............................................................................................................... 56
6
Table de matière
2. Aperçu sur le courant de démarrage & le nombre de démarrage de différents moteurs
de la station PEM : ............................................................................................................ 56
III.
Variation de vitesse ................................................................................................... 58
1.
Généralités ................................................................................................................. 58
2.
Contraintes d’application ........................................................................................... 59
IV.
Optimisation de la consommation énergétique de l’éclairage : ................................. 59
1.
Généralité : ................................................................................................................ 59
2.
Etat des lieux : ........................................................................................................... 60
CHAPITRE V .......................................................................................................................... 63
Solutions proposées .................................................................................................................. 63
Compensation de l’énergie réactive : ............................................................................ 64
I.
1.
Problématique et Principe :........................................................................................ 64
2.
Avantages des batteries de condensateurs : ............................................................... 65
II.
Ajout des démarreurs progressifs électroniques : ...................................................... 66
1.
Généralités : ............................................................................................................... 66
2.
Avantage des démarreurs progressifs : ...................................................................... 66
3.
Types de démarreurs progressifs : ............................................................................. 67
4.
Méthodes de démarrage et d’arrêt progressifs :......................................................... 67
5.
Choix des démarreurs progressifs : ........................................................................... 69
III.
Solutions d’optimisation de l’éclairage extérieur de la station : ............................... 71
1.
Installation des Horloges astronomiques : ................................................................. 71
2.
La technologie LED : ................................................................................................ 72
CHAPITRE VI ......................................................................................................................... 73
Etude technico-économique ..................................................................................................... 73
Compensation de l’énergie réactive : ............................................................................ 74
I.
Faisabilité de l’application des démarreurs progressifs :........................................... 74
II.
1.
Calcul du temps de démarrage : [3] ........................................................................... 74
2.
Calcul du Gains annuel : ............................................................................................ 75
III.
Gain économique des solutions d’optimisation de l’éclairage : ................................ 76
1.
Horloge astronomique : ............................................................................................. 76
2.
Re-lamping LED : ..................................................................................................... 77
Chapitre VII.............................................................................................................................. 79
Profit de l’énergie potentielle ................................................................................................... 79
de l’eau de mer ......................................................................................................................... 79
I.
Les microcentrales hydrauliques : ................................................................................. 80
7
Table de matière
II.
Etude technique du projet : ........................................................................................ 80
1.
Analyse fonctionnelle du circuit d’eau de refroidissement : ..................................... 80
2.
Caractéristiques du circuit : ....................................................................................... 82
3.
Modélisation hydraulique du circuit d’eau de refroidissement : ............................... 83
4.
Evaluation du potentiel hydraulique du rejet d’eau de refroidissement : .................. 89
5.
Hauteur de chute et puissance disponible : ................................................................ 92
6.
Etude de la sensibilité : .............................................................................................. 93
III.
Dimensionnement de la Microcentrale Hydraulique : ............................................... 95
1.
Les ouvrages du génie civil : ..................................................................................... 95
2.
Les turbines hydrauliques : ........................................................................................ 95
3.
Choix du générateur : ................................................................................................ 99
4.
Dimensionnement des génératrices : ....................................................................... 102
5.
Multiplicateurs de vitesse : ...................................................................................... 102
6.
Régulation de vitesse : ............................................................................................. 103
IV.
Etude technico-économique : .................................................................................. 103
V.
Lucid pipeline une technologie au service des énergies renouvelables : ................ 105
1.
Introduction ............................................................................................................. 105
2.
Caractéristiques et avantages de Lucid Pipeline...................................................... 105
3.
Etude de la faisabilité de Lucid pipeline ................................................................. 106
VI.
Raccordement de l’énergie produite à la charge : ................................................... 106
1.
Topologie du système de production d’électricité :................................................. 106
2.
Choix de la topologie et de la charge : .................................................................... 107
3.
Convertisseurs de puissance : .................................................................................. 108
4.
Câblage : .................................................................................................................. 108
VII.
Etude technico-économique : .................................................................................. 109
Conclusion générale ............................................................................................................... 111
Bibliographie .......................................................................................................................... 112
Annexes .................................................................................................................................. 113
8
Liste des Figures
Liste des Figures
Figure 1.1 : Organigramme générale du groupe OCP .............................................................. 17
Figure 1.2 : Organigramme de Maroc Phosphore Jorf Lasfar .................................................. 17
Figure 1.3 : Diagramme bloc de Maroc Phosphore III & IV ................................................... 18
Figure 1.4 : Diagramme bloc de Maroc Phosphore et des usines jointes-venture ................... 18
Figure 1.5 : Organigramme d’une division CIJ/PI ................................................................... 20
Figure 2.1 : état de l’art de la boucle 60Kv .............................................................................. 24
Figure 2.2 : Vue d’un dégrilleur ............................................................................................... 25
Figure 2.3 : Vue d’un filtre....................................................................................................... 26
Figure 2.4 : rendement électromécanique du groupe motopompe ........................................... 27
Figure 2.5 : les courbes caractéristiques de la pompe .............................................................. 28
Figure 2.6 : constitution d’une pompe centrifuge .................................................................... 29
Figure 2.7 : deux pompes P1 et P2 montées en série ............................................................... 31
Figure 2.8 : deux pompes P1 et P2 montées en parallèle ......................................................... 31
Figure 2.9 : Vue d’anti-bélier ................................................................................................... 32
Figure 2.10 : Cheminés d’équilibre .......................................................................................... 33
Figure 2.11 : schéma de principe et vue d’un compresseur ..................................................... 33
Figure 2.12 : Vue d’un moteur asynchrone triphasé et caractéristique du démarrage direct ... 35
Figure 2.13 : Vue d’un transformateurPJ1 60Kv/10Kv ........................................................... 36
Figure 2.14 : Schéma explicatif du processus de la station PEM ............................................ 37
Figure 2.15 : Vue de la file 4 et du groupe motopompe........................................................... 37
Figure 3.1 : Répartition des heures du comptage d’énergie ..................................................... 41
Figure 3.2 : Position des compteurs d’énergie et vue d’un compteur ELSTER ...................... 43
Figure 3.3 : Part de la consommation d’énergie annuel en MWh ............................................ 44
Figure 3.4 : Factures de l’ONEE .............................................................................................. 45
Figure 3.5 : Répartition de la consommation d’électricité dans la station PEM ...................... 48
Figure 3.6 : Répartition des consommations des systèmes motorisés ...................................... 48
Figure 5.1 : Principe de la compensation de l’énergie réactive................................................ 64
Figure 5.2 : Types de démarreurs progressifs .......................................................................... 67
Figure 5.3 : code d’utilisation AC53a ...................................................................................... 70
Figure 5.4 : code d’utilisation AC53b ...................................................................................... 70
Figure 5.5 : Cycle de fonctionnement AC53a .......................................................................... 71
Figure 6.1 : Courbe des couples résistifs du moteur 2400 KW ................................................ 74
Figure 6.2 : comparaison entre la consommation d’une lampe LED par rapport à la lampe
traditionnelle............................................................................................................................. 77
Figure 7.1 : schéma synoptique du processus de pompage ...................................................... 81
Figure 7.2 : prise du plan de la conduite .................................................................................. 82
Figure 7.3 : Schéma de Pompage Eau de Mer pour une file .................................................... 90
Figure 7.4 : la hauteur de chute nette ....................................................................................... 92
Figure 7.5 : Domaine d’utilisation des différents types de turbines ......................................... 96
Figure 7.6 : illustration de la roue d’une turbine de type Kaplan ............................................. 96
Figure 7.7 : les rayons interne et externe de la roue ................................................................. 97
Figure 7.8 : Schématisation avec génératrice à courant continu ............................................ 100
Figure 7.9 : Schématisation avec génératrice synchrone ....................................................... 101
Figure 7.10 : Schématisation avec génératrice asynchrone .................................................... 102
9
Liste des Figures
Figure 7.11 : Schématisation turbine, moteur, multiplicateur ................................................ 103
Figure 7.12 : Servo-moteur commandant les directrices de la turbine Kaplan ...................... 103
Figure 7.13 : prototype de Lucid pipeline .............................................................................. 105
Figure 7.14 : Système d’une microcentrale hydraulique à base de batteries ......................... 107
Figure 7.15 : Système d’une microcentrale hydraulique sans batteries ................................. 107
Figure 7.16 : redresseur .......................................................................................................... 108
Figure 7.17 : Le câble du type U1000RO2V ......................................................................... 109
Figure 7.18 : nombre de turbine Lucid par file .................................................................... 110
10
Liste des Tableaux
Liste des tableaux
Tableau 1-1 : Quelques dates clés de l’OCP S.A ..................................................................... 15
Tableau2-1 : caractéristique nominale des pompes de MT ...................................................... 30
Tableau 2-2 : caractéristique nominale des Moteurs MT des pompes ..................................... 31
Tableau 2-3 : chiffrage de la consommation d’eau de mer ...................................................... 39
Tableau 3-1 : Tarification de l’ONEE ...................................................................................... 42
Tableau 3-2 : Tarif horaire du KWh fourni par ONE-MP ....................................................... 42
Tableau 3-3 : Factures payées à l’ONEE ................................................................................. 45
Tableau 3-4 : Consommation annuelle du MP ......................................................................... 46
Tableau 3-5 : Calcul de la consommation de la station de la PEM 2011 et 2012 .................... 46
Tableau 3-6 : Calcul de la consommation de la station de la PEM 2013 et 2014 .................... 47
Tableau 3-7 : Moyenne de la consommation de la station PEM .............................................. 47
Tableau 4-1 : Bilan de puissance nominale .............................................................................. 51
Tableau 4-2 : Bilan de puissance réelle MT ............................................................................. 52
Tableau 4-3 : Bilan de puissance nominal BT ......................................................................... 53
Tableau 4-4 : Bilan de puissance réel BT................................................................................. 55
Tableau 4-5 : Courant de démarrage et nombre de démarrage par jour MT ............................ 56
Tableau 4-6 : Courant de démarrage et nombre de démarrage par jour BT ............................. 57
Tableau 4-7 : rendement de couleur ......................................................................................... 60
Tableau 4-8 : Bilan de la consommation de l’éclairage ........................................................... 60
Tableau 5-1 : Comparaison entre la commande de l’éclairage actuel et futur ......................... 71
Tableau 6-1 : Consommation d’énergie après le relamping LED ............................................ 77
Tableau 7-1 : Altitude et diamètre des éléments du circuit par rapport au niveau de la réglette
NGM (niveau 0) ....................................................................................................................... 82
Tableau 7-2 : calculs des pertes singulières ............................................................................. 85
Tableau 7-3 : Nombres de coudes et longueurs pour chaque File ........................................... 90
Tableau 7-4 : Nombres de coudes et longueurs pour chaque File ........................................... 90
Tableau 7-5 : les pertes de charges linéaires et singulières entre cheminées et déversoir ....... 91
Tableau 7-6 : les valeurs de la pression entre l’entrée et la sortie de chaque file .................... 92
Tableau 7-7 : Lois de similitudes en hydraulique pour le changement de caractéristique de
fonctionnement d’une turbine .................................................................................................. 93
Tableau 7-8 : les Hauteurs de chute et les puissances disponibles et électriques en cas des
marées hautes et moyennes ...................................................................................................... 93
Tableau 7-9: les Hauteurs de chute et les puissances disponibles et électriques en fonction des
pompes fonctionnelles .............................................................................................................. 94
Tableau 7-10 : Variations de la température de l’eau de mer du bassin de tranquillisation .... 95
Tableau 7-11 : rapports de la vitesse de rotation sur la vitesse spécifique ............................... 97
Tableau 7-12 : Vitesse de rotation des turbines pour les hauteurs de chute minimales ........... 99
Tableau 7-13 : le coefficient de cavitation et la vitesse spécifique pour les 5 files ................. 99
Tableau 7-14 : bilan de l’étude technico-économique ........................................................... 103
Tableau 7-15 : calculs des couts et retour sur investissement des turbines Kaplan ............... 104
Tableau 7-16 : caractéristiques d’application des turbines Lucid ......................................... 109
Tableau 7-17 : Calcul du retour sur investissement de Lucid Pipeline .................................. 110
11
Glossaire
Glossaire
OCP
Office Chérifien des Phosphates
ONEE
Office National d’eau et d’Electricité
IMACID
Indo Maroc phosphore
PMP
Pakistan Maroc Phosphore
BMP
Bunge Maroc Phosphore
KV
Kilo Volte
MW
Méga Watt
EMAPHOS
Euro Maroc Phosphore
CIJ
Direction Maroc Phosphore Infrastructure Jorf Lasfar
PI
Produit Intermédiaire
PU
Product unit (unité de production)
REM
Reprise Eau de Mer
PEM
Pompage Eau de Mer
GTA
Groupe Turbo Alternateur
MP
Maroc Phosphore
HT
Haute Tension
MT
Moyen Tension
TC
Transformateur de Courant
TT
Transformateur de Tension
JDB
Jeu De Barre
HP
Haute Pression
BP
Basse Pression
12
Introduction générale
Introduction générale
Dans ce monde secoué par la crise énergétique et face à l’offre insuffisante par rapport à la
demande accrue de nos pays, Ce qui a conduit toutes les entreprises à se concentrer sur leur
maitrise de consommation énergétique. Pour diminuer la consommation énergétique qui est
synonyme de profit pour l’entreprise et d’autre part pour soulager la demande.
Le diagnostic énergétique est l'occasion pour faire des économies d'énergie et optimiser la
production de l'Entreprise. Il faut comprendre également que le diagnostic énergétique est au
cœur de tout programme de gestion énergétique d'une entreprise. Il doit être accompagné
en amont par l'engagement de la direction de l'entreprise envers une utilisation rationnelle
de l'énergie, la nomination d'un responsable et la mise à sa disposition d'un certain nombre
de ressources, alors qu'en aval se trouve la mise en œuvre des mesures et le contrôle des
résultats.
La station de pompage d’eau de mer du Maroc Phosphore III/VI, est une entité capable de
pompé de l’eau, vers la totalité de la plateforme Jorf Lasfar. Dans le futur, cette station
alimentera aussi 10 ODI (OWNER DIRECT INVESTIMENT) et une nouvelle station de
dessalement d’eau de mer. Actuellement 15 pompes de débit unitaire 9 000m3/h, 15 000m3/h
et 18 000m3/h sont installées, 3 autres identiques sont en cours d’installation. Les moteurs
d’entrainement des pompes sont trop puissants, ils ont une consommation de l’ordre
quelques Mégawatts constituant 25% de la part de consommation électrique globale de
Maroc Phosphore.
Toutefois, l’ampleur de la part de consommation électrique par rapport à la totalité de la
consommation de la plateforme la rend une source à être prise en compte pour l’objectif
d’optimiser la consommation énergétique de la station de pompage d’eau de mer qui est le
sujet de ce stage de fin d’étude.
Dans ce contexte, nous avons jugé de partager notre travail en 7 chapitres.
Le premier chapitre est consacré pour donner un aperçu sur l’organisme d’OCP et leurs
activités. En ce qui concerne le deuxième chapitre c’est une occasion de faire une description
de la station de pompage et l’étude processus de pompage. Le troisième chapitre est dédié à
la problématique majeure concernant la réalisation du bilan de consommation énergétique
tandis que le quatrième chapitre va décortiquer les différents gisements capable d’agir sur la
facture énergétique, d’autre part le cinquième chapitre propose les solutions à adapter ce qui
vas nous renvoyer à une étude technico-économique de ses solutions faisant l’objet du
sixième chapitre et finalement le dernier chapitre c’est une étude de dimensionnement d’une
microcentrale hydraulique à la sortie du déversoir profitant de l’énergie potentielle
transporté par l’eau dans la canalisation, en clôturant ce chapitre, par une étude de
rentabilité.
13
Chapitre I
Présentation générale de l’OCP S.A
Avant d’entamer le vif du sujet, on va passer tout d’abord par une présentation globale de
l’entité d’accueil à savoir l’Office Chérifien de phosphates ensuite on présentera le pole du Jorf
Lasfar, en énumérant, les différents ateliers qui constituent le complexe Maroc Phosphore à
savoir : sulfurique, phosphorique, engrais et utilités.
14
Chapitre I : Présentation générale de l’OCP S.A
I. L’office chérifien des phosphates :
L’Office Chérifien des phosphates a été créé par le dahir du 07 Aout 1920, alors que les
premières exploitations effectives ont commencé en février 1921 dans la région d’Oued-Zem.
En 1975, il s’est organisé en Groupe nommé « Groupe OCP » jusqu’à 2008 pour se réorganiser
en Société Anonyme nommé OCP Group S.A.
L’OCP Group S.A extrait le phosphate brut du sous-sol marocain à partir de différents sites
notamment Khouribga, Benguérir, Youssoufia et Boucraâ-Laâyoune. Le minerai est ensuite
épierré et criblé, puis séché ou calciné. Parfois, il subit une opération de lavage ou de flottation
pour une augmentation de sa teneur en phosphore.
La société joue un rôle capital dans l’économie marocaine. Il y crée richesse et emplois en
sous-traitant auprès d’un réseau dense d’entreprises qu’il contribue souvent à créer. Il a un
chiffre d’affaires de 6,9 milliards de dollars et représente par ailleurs le premier exportateur
mondial de phosphate brut et d'acide phosphorique avec, respectivement 40% et 38,4% de
parts de marché en 2008. Le Groupe OCP est également exportateur d'engrais solides avec
8,4% de parts de marché international en 2008. La majeure partie de la production (95%) est
livrée à l’étranger, soit sous forme de minerai, soit après transformation en acide
phosphorique ou en engrais solides (DAP, MAP, TSP…).
II. Quelques dates clés :
Tableau 1-1 : Quelques dates clés de l’OCP S.A
Date
1920
1921
1921
1965
1975
1986
1998
2008
III.






IV.







Événement
Création, le 7 aout, de l’Office Chérifien des Phosphates (OCP)
Début de l’exploitation minière(Khouribga)
Première exportation de phosphate (Casablanca)
Début des opérations chimiques (Safi)
Création du Groupe OCP
Début des opérations chimiques (Jorf Lasfar)
Début de la production d’acide phosphorique purifié (Jorf Lasfar)
Le Groupe OCP devient OCP Group S.A.
Atouts :
Les plus importantes réserves de phosphate au monde,
Qualité de phosphate de renommée mondiale,
4 centres d’exploitation minière : 90 ans d’expérience dans la mine,
2 plateformes chimiques : 45 ans d’expérience dans la chimie,
4 ports pour l’export,
Centres de recherche et d’ingénierie.
Produits commercialisés :
Phosphate.
Acide phosphorique marchand (H3PO4).
Acide phosphorique purifié (APP).
Di-Ammonium phosphate (DAP).
Triple Super Phosphate (TSP).
Mono-Ammonium Phosphate (MAP).
NPK.
15
Chapitre I : Présentation générale de l’OCP S.A
V. Présentation du lieu de stage :
La station de pompage d’eau de mer du complexe industriel de Jorf Lasfar, et les postes de
distribution d’électricité à savoir PJ0, PJ10 et PDE.
Le complexe industriel de la Direction Pôle Chimie de Jorf Lasfar comporte cinq entités
interdépendantes à savoir :
1. Site de Maroc Phosphore Jorf Lasfar :
Situé sur le littoral atlantique, à 20 km au sud-ouest d’El Jadida, le complexe industriel de Jorf
Lasfar a démarré sa production en 1986. Cette nouvelle unité a permis au Groupe OCP de
doubler sa capacité de valorisation des phosphates. Le site a été choisi pour ses multiples
avantages : proximité des zones minières, existence d’un port profond, disponibilité de
grandes réserves d’eau et présence de terrains pour les extensions futures.
Cet ensemble, qui s’étend sur 1.700 hectares, permet de produire chaque année 2 millions de
tonnes P2O5 sous forme d’acide phosphorique, nécessitant la transformation de 7,7 millions
de tonnes de phosphate extraits des gisements de Khouribga, 2 millions de tonnes de soufre
et 0,5 million de tonnes d’ammoniac. Les besoins en énergie du complexe sont satisfaits par
une centrale de 111 MW utilisant la chaleur de récupération.
Une partie de la production est transformée localement en engrais DAP, MAP, éventuellement
NPK et TSP, ainsi qu’en acide phosphorique purifié. L’autre partie est exportée sous forme
d’acide phosphorique marchand via les installations portuaires locales.
2. Site d’Indo Maroc Phosphore S.A (IMACID) :
Constitué dans le cadre d'un partenariat entre le Groupe OCP et le Groupe Indien Birla, la
société INDO MAROC PHOSPHORE S.A (IMACID) a démarré en octobre 1999, avec un
potentiel de production de 0,33 million de tonnes de P2O5 par an nécessitant :
 1,2 millions de tonnes de phosphate de Khouribga;
 0,33 million de tonnes de soufre.
3. Site d’Euro Maroc Phosphore S.A (EMAPHOS) :
Suite à un partenariat avec PRAYON (Belgique) et CFB Allemagne, le groupe OCP a inauguré
une nouvelle ère dans la diversification de ses produits finis par la production d’un acide à
haute valeur ajoutée, l’acide phosphorique purifié. L’usine EMAPHOS est entrée en
production en Janvier 1998 avec une capacité de production de 0,12 million de tonnes par
an d’acide phosphorique purifié (62%).
4. Site de Pakistan Maroc Phosphore S.A (PAKPHOS) :
Le projet PMP consiste à construire et exploiter un ensemble chimique de production
d'acide phosphorique d’une capacité de 375.000 tonnes/an de P2O5 qualité engrais. Ses
activités de production d'acide phosphorique ont démarré le 04/04/2008.
5. Site de Bunge Maroc Phosphore S.A (BMP) :
Le projet BMP est un ensemble chimique de production qui se compose d’une unité de
production d'acide sulfurique monohydrate d'une capacité de 3410 tonnes/jour, d'une unité
de production d'acide phosphorique P2O5 d’une capacité de 1200 tonnes/jour et d’une
unité de production des engrais.
16
Chapitre I : Présentation générale de l’OCP S.A
VI.
Organisation :
1. Organigramme du groupe OCP :
Figure 1.1 : Organigramme générale du groupe OCP
2. Organigramme de Maroc phosphore Jorf Lasfar :
Figure 1.2 : Organigramme de Maroc Phosphore Jorf Lasfar
17
Chapitre I : Présentation générale de l’OCP S.A
3. Description générale des installations des procédés de Maroc
Phosphore Jorf Lasfar :

Diagrammes bloc de production :
Le diagramme bloc présente les différentes relations entre la matière première et les ateliers
de production pour arriver au produit final.
Figure 1.3 : Diagramme bloc de Maroc Phosphore III & IV
Le diagramme bloc suivant illustre les différentes relations entre les ateliers de Maroc
Phosphore, IMACID, EMAPHOS, PMP et BMP :
Figure 1.4 : Diagramme bloc de Maroc Phosphore et des usines jointes-venture

Atelier sulfurique :
Cet atelier comporte six unités de production (X, Y, Z, A, B et C) d’acide sulfurique (H2SO4)
de capacité de production de 2650 tonnes par jours chacune.
18
Chapitre I : Présentation générale de l’OCP S.A
 Atelier phosphorique :
Cet atelier comporte huit lignes de production (X, Y, Z, U, A, B, C et D) d’acide phosphorique
de capacité de production totale de 4800 tonnes par jour.

Atelier engrais :
Le principe de fabrication des engrais est basé sur la réaction entre l'acide phosphorique et
l'ammoniac (pour les DAP, ASP, MAP et NPK) et sur l'attaque du phosphate par de l'acide
phosphorique (pour le TSP).
L’atelier engrais du Jorf Lasfar comporte quatre unités de production de DAP dont deux
peuvent produire du TSP, MAP et NPK et de capacité de 1400 tonnes par jour chacune.

Atelier des utilités :
Cet atelier rassemble tous les produits intermédiaires nécessaires à la production. Il contient
:
 1 centrale thermoélectrique avec 3 groupes turboalternateurs de puissance 37
MW chacun.
 1 réservoir d’eau douce et une station de traitement de 2000 m3/h.
 1 station de reprise d’eau de mer de 60.000 m3/h.
 station de compression d’air.

Installations portuaires :
Le port est situé à 2.5 km de l’usine et est constitué de :
 Un hangar de stockage du soufre solide d’une capacité de 3600 tonnes.
 Une unité de fusion filtration du soufre.
 3 bacs de stockage du soufre liquide avec une capacité unitaire de 15000 tonnes.
 2 bacs atmosphériques de stockage d’ammoniac d’une capacité unitaire de 1500
tonnes.
 Une station de filtration et de pompage d’eau de mer.
 Une station d’ensachage des engrais destinés à l’exportation.
 Des installations pour décharger le soufre solide et liquide, l’ammoniac et l’acide
sulfurique et d’autres pour charger le phosphate, les engrais et l’acide
phosphorique.
VII.
Division des Produits intermédiaires de Maroc Phosphore
Jorf Lasfar:
1. Présentation générale :
La division des produits intermédiaires de la Direction Production de Maroc Phosphore Jorf
Lasfar a pour mission de produire l’acide sulfurique, la vapeur, l’énergie électrique, l’eau de
mer, l’eau industrielle et l’air comprimé, ainsi que la gestion et la distribution des carburants
nécessaires pour alimenter les différents ateliers du complexe de Jorf Lasfar.
La division dispose d’un effectif d’environ 360 agents répartis sur trois services : production,
matériel et amélioration technique (voir l’organigramme ci-dessous) et dont la composition
est la suivante :
 14 hors cadres (ingénieurs et assimilés).
 137 TAMCA (techniciens, agents de maîtrise et cadres administratifs).
 211 OE (ouvriers et employés).
19
Chapitre I : Présentation générale de l’OCP S.A
Figure 1.5 : Organigramme d’une division CIJ/PI
2. Centrale thermoélectrique :
La centrale thermoélectrique est conçue pour assurer les fonctions suivantes :
 La production et la distribution de l’énergie électrique.
 La production et la gestion de la vapeur.
 La production est la distribution de l’eau alimentaire et condensats.
 La réfrigération des auxiliaires du complexe.
a. Production et distribution de l’énergie électrique :
La centrale dispose de trois groupes turbo-alternateurs de puissance de 37 MW chacun
fonctionnant à l’aide de la vapeur haute pression produite par les chaudières de
récupération dans l’atelier de production de l’acide sulfurique. Cette vapeur se détend
partiellement ou totalement pour produire l’énergie électrique et la vapeur de procédé
nécessaire au fonctionnement du complexe.
b. Production et gestion de la vapeur :
La centrale assure la gestion de la vapeur de procédé et la production de la vapeur haute
pression pour le démarrage du complexe. Pour accomplir ces deux missions, elle dispose de :
 Deux chaudières auxiliaires pour produire la vapeur HP.
 Réseau vapeur HP (58 bars / 490 °c) : la vapeur provenant de la réaction
exothermique de la combustion du soufre arrive dans deux barillets HP. Cette vapeur
alimente les 3 GTA et sert à conserver les chaudières auxiliaires.
 Réseau vapeur MP (9,5 bars / 200 °c) : la vapeur MP est obtenue des soutirages des 3
GTA, des échappements des turbosoufflantes et parfois des stations de détente.
Cette vapeur est récupérée dans deux barillets MP et distribuée aux : ateliers
phosphoriques et engrais, port et réchauffage bâche alimentaire.
 Réseau vapeur BP (5,5 bars / 155 °c) : la vapeur basse pression est obtenue par
détente et désurchauffe de la vapeur MP. Elle est utilisée pour le réchauffage des
conduites, le stockage (fuel-oil, soufre liquide…).
i. Production et distribution de l’eau alimentaire et condensats :
L’eau alimentaire est prise de la bâche alimentaire, celle-ci est alimentée par des condensats
à travers le dégazeur. Deux réseaux principaux et des annexes sont alimentés à partir de la
bâche alimentaire, le premier alimente les chaudières de récupération, le second alimente
les chaudières auxiliaires. De cette même bâche sont alimentés les désurchauffeurs HP, MP
et BP.
20
Chapitre I : Présentation générale de l’OCP S.A
Tous les condensats viennent alimenter la bâche à condensats sauf ceux de l’atelier
phosphorique qui alimente le dégazeur. Ensuite, il son pompés vers le poste de polissage à la
station TED à travers des refroidisseurs de condensats et viennent sous forme d’eau traitée.
c. Réfrigération des auxiliaires du complexe :
C’est une eau douce de réfrigération. Elle assure le refroidissement des paliers des pompes,
de l’air de refroidissement alternateur et des réfrigérants d’huile. C’est un circuit fermé.
3. Traitement des eaux :
L’installation de traitement des eaux a pour rôle le traitement, le stockage et la distribution
des différentes qualités d’eaux aux consommateurs.
a. Station de filtration :
L’eau filtrée est produite à partir de l’eau brute par filtration sur sable et sur charbon actif.
Chaque ligne de filtration est composée de 2 filtres placés en série :
Le filtre à sable est constitué de 2 lits superposé : sable quartzite et sable anthracite pour
l’élimination des matières en suspension.
Le filtre à charbon actif a pour rôle l’élimination des matières organiques et du chlore
résiduel.
b. Station d’eau déminéralisée :
L’eau déminéralisée est produite par des chaînes de déminéralisation composées chacune
d’un échangeur cationique, d’un échangeur anionique et d’un dégazeur atmosphérique.
c. Station d’eau traitée :
L’installation d’eau traitée sert au traitement des condensats de la centrale. Elle est
composée de 3 lignes contenant chacune 2 charges de résines mélangées.
d. Station de dépotage et distribution des carburants :
Les deux carburants utilisés sont :
 Le GAS-OIL qui est essentiellement utilisé pour l’allumage des chaudières auxiliaires
et pour le démarrage ou le soufflage des unités sulfurique.
 Le FUEL-OIL qui est utilisé pour la marche normale des chaudières auxiliaires et pour
les sécheurs de l’atelier d’engrais.
 Le stockage des carburants est réalisé à l’aide de :
 1 bac de stockage GAS-OIL et 2 bacs de stockage FUEL-OIL.
 1 poste de dépotage des camions de GAS-OIL et FUEL-OIL et le transfert vers les
utilisateurs.
4. Pompage et reprise eau de mer :
a. Station de pompage principale :
La station de pompage eau de mer est située au port. Elle est destinée à alimenter le
complexe en eau de mer traitée et filtrée. Elle se compose des installations suivantes :
 Des ouvrages d’amenée d’eau de mer.
 Une installation de dégrillage et filtration d’eau de mer.
 5 files d’eau de mer.
 Une installation de production d’hypochlorite de sodium par électrolyse de l’eau de
mer. Ce produit est utilisé en tant qu’agent algicide bactéricide.
b. Station de reprise et de distribution d’eau de mer :
La reprise d’eau de mer et destinée à alimenter les divers consommateurs du complexe en
eau de mer. Elle est équipée de :
 Un bassin de décantation et de reprise à ciel ouvert d’une capacité de 20880 m3.
21
Chapitre I : Présentation générale de l’OCP S.A
 11 pompes d’une capacité unitaire de 7500 m3/h.
c. Station de compression d’air :
Cette station a pour but de produire de l’air de service et l’air instrument pour tout le
complexe. Elle se compose de six compresseurs, deux sécheurs et 4 ballons de stockage d’air
de service.
A travers le premier chapitre, nous avons bien éclairé les informations concernant l’entreprise,
et son activité principale et aussi le procédé de fabrication de déférentes gammes de produits.
Dans le chapitre suivant, on va présenter d’une façon détaillé la station de pompage d’eau de
mer PEM1 et PEM11 et par la suite on va aborder l’utilisation de l’eau de mer, dans les divers
ateliers de l’usine.
22
CHAPITRE II
Etude descriptive et fonctionnelle
de la station de pompage d’eau de
mer PJ1 et PJ11
L’eau de mer joue un rôle très important dans la plus part des ateliers de production, sulfurique,
phosphorique et centrale thermique. Cette quantité d’eau est utilisée essentiellement dans le
refroidissement de l’acide sulfurique et ainsi dans le refroidissement des équipements de
production et la condensation de la vapeur en condensat, à signaler aussi l’utilisation d’une
quantité très importante d’eau dans l’atelier phosphorique pour dégager le gypse et la création
de vide au sien du bouilleur utilisé dans la concentration de l’acide phosphorique de 25% à
54%.
Au début de ce chapitre, on commencera par la mise en situation de la problématique à travers
le cahier de charge. Après, on décrira la station de pompage d’eau de mer qui est responsable
d’emmener l’eau de mer au plusieurs usines de l’OCP JORF LASFAR.
23
CHAPITRE II : Etude descriptive et fonctionnelle de la station de pompage d’eau de mer
PJ1 et PJ11
I. Cahier des charges :
Objet : l’énergie aujourd’hui est un enjeu stratégique de progrès, à l’échelle planétaire. En
tant que leader mondial de l’industrie des engrais phosphatés, l’OCP se doit de promouvoir
toutes les initiatives et actions visant la rationalisation d’utilisation des ressources et
l’économie d’énergie. Au niveau de la plateforme industrielle Jorf Lasfar, la station de
pompage d’eau de mer représente le principal consommateur d’énergie électrique avec plus
de 25% de a facture énergétique.
Il est demandé de :
Partie I :




Diagnostique de la consommation d’énergie électrique la station PEM.
Expliquer les gisements d’économie d’énergie potentiels.
Suggérer des solutions techniques pour exploiter ses gisements.
Faire une étude technico-économique de rentabilité.
Partie II :





L’eau de mer aboutissant au déversoir avec une certaine énergie potentielle.
Quantifier le gisement d’énergie potentielle.
Modéliser l’équivalent de l’énergie potentiel en énergie électrique.
Proposer des solutions pour récupérer l’énergie électrique.
Evaluation des solutions d’un point de vue technico-économique.
Partie III :
 Faire un bilan global des économies d’énergies électrique au niveau de la station PEM
et l’énergie récupérée au niveau du déversoir.
 Evaluer la rentabilité d’un investissement global visant à relier l’énergie produite au
déversoir avec la station PEM.
II. Architecture de la boucle 60 Kv :
L’alimentation en énergie électrique de la station de pompage d’eau de mer est assurée par
les deux postes HTA PJ1 et PJ11 via une boucle Haute Tension de 60kV reliant les différents
postes des unités du complexe qui sont soit des postes de distribution ou bien des postes de
transformation.
Figure 2.1 : état de l’art de la boucle 60Kv
24
CHAPITRE II : Etude descriptive et fonctionnelle de la station de pompage d’eau de mer
PJ1 et PJ11
III.
Les équipements de la station PEM
La station PEM est équipée de plusieurs appareils qui interviennent d’une manière directe et
enchainée afin d’assurer le processus de pompage et répondre aux besoins et aux exigences
des consommateurs d’eau de mer.
1. Les dégrilleurs :
a. Rôle :
Le dégrillage est destiné à retenir et débarrasser les matières volumineuses et déchets de
toutes sortes contenus dans l’eau de mer. Il est situé généralement en amont d'une filière de
traitement des eaux usées. L'opération est plus ou moins efficace selon l'écartement entre les
barreaux de la grille.
On distingue :
 le pré-dégrillage (écartement supérieur à 40 mm)
 le dégrillage moyen (écartement compris entre 10 et 40 mm)
 le dégrillage fin (écartement compris entre 6 et10 mm)
 le tamisage (écartement compris entre 0,5 et 6 mm)
Cet équipement doit être correctement dimensionné de manière à obtenir une vitesse de
passage de l’eau suffisante pour plaquer les déchets contre la grille mais pas trop élevée afin
d’éviter de les ré-entraîner. Le dégrillage optimal est obtenu lorsque la grille est légèrement
colmatée.
Figure 2.2 : Vue d’un dégrilleur
b. Fonctionnement :
Le nettoyage se fait par remontée d'une benne (poche), mise en mouvement par un moteur
situé en partie aérienne de la machine. Au moment de démarrage la poche de dégrilleurs
s’ouvre.
25
CHAPITRE II : Etude descriptive et fonctionnelle de la station de pompage d’eau de mer
PJ1 et PJ11
2. Les filtres :
a. Rôle :
Les filtres sont destinés à retenir et débarrasser les déchets de petites tailles pour éviter
d’aspirer les corps solide au moment de l’aspiration de la pompe. Ils sont équipés d’un moteur
asynchrone ce qu’ils permettent d’un mouvement de rotation durant leur fonctionnement.
Figure 2.3 : Vue d’un filtre
b. Fonctionnement :
Le filtre rotatif est entrainé par un moteur à deux vitesses de couplage d’AHLENDER (660v
3ph) à savoir: Petite vitesse et Grande vitesse. Ce moteur est protégé par un relais thermique
pour chaque vitesse. Lorsque le moteur démarre une électrovanne de lavage est ouverte.
3. Les pompes centrifuges :
a. Généralités :
On distingue principalement deux types de pompes :

les pompes centrifuges : le mouvement du liquide résulte de l’accroissement
d’énergie qui lui est communiqué par la force centrifuge.
 les pompes volumétriques : l’écoulement résulte de la variation d’une capacité
occupée par le liquide.
A savoir ce qui nous intéresse beaucoup c’est le premier type parce que c’est celui qui est
installé à notre station PEM.
Ce sont les pompes centrifuges qui sont utilisées dans la plupart des applications techniques.
Cela s’explique par leurs caractéristiques, à savoir :





construction robuste
conception simple
coûts de fabrication peu élevés
bon comportement en service
possibilité de régulation
b. Principe de fonctionnement des pompes centrifuges :
Une pompe centrifuge est constituée par :




une roue à aubes tournant autour de son axe.
un distributeur dans l'axe de la roue
un collecteur de section croissante, en forme de spirale appelée volute.
Deux canalisations l’un d’aspiration et l’autre de refoulement.
26
CHAPITRE II : Etude descriptive et fonctionnelle de la station de pompage d’eau de mer
PJ1 et PJ11
Le liquide arrive dans l'axe de l'appareil par le distributeur et la force centrifuge le projette
vers l'extérieur de la turbine. Il acquiert une grande énergie cinétique (mécanique) qui se
transforme en énergie de pression (hydraulique) dans le collecteur où la section est croissante.
L’utilisation d'un diffuseur (roue à aubes fixe) à la périphérie de la roue mobile permet une
diminution de la perte d'énergie.
c. Caractéristiques :
 Débit Q :
Quantité de liquide débitée par la pompe dans l’unité de temps, normalement exprimée en
m3/h.
 Hauteur manométrique totale Hmt :
C’est la somme de la hauteur géométrique dans les niveaux du liquide et les pertes de charge
causées par les frottements intérieurs qui se forment au passage du liquide dans les tuyaux,
dans la pompe et les accessoires hydrauliques. L’expression à l’identifier est la suivante :
Hmt = Hg + Δpc
Hg = hauteur géométrique à l’aspiration (Hga) + hauteur géométrique au refoulement (Hgr)
Δpc = somme des pertes de charge dans l’installation calculée selon les éléments suivants :
 Diamètre, Longueur et matériel composant les tuyaux d’aspiration et de
refoulement
 Quantité et type des coudes dans la tuyauterie et accessoires hydrauliques comme
clapet de pied avec crépine, vannes, clapet de non-retour, filtres éventuels
 Nature du liquide (si différent de l’eau), température, viscosité et densité
 Rendement :
L’efficacité des pompes Ƞp est calculée avec la puissance hydraulique (Ph) divisée par la
puissance mécanique absorbée (Pm) :
𝑃ℎ
Ƞ𝑝 =
× 100
𝑃𝑚
En raison de la difficulté de mesurer la puissance mécanique séparément pour déterminer
ensuite l’efficacité de la pompe, il est recommandé d’évaluer l’efficacité électromécanique
de l’ensemble motopompes.
L’efficacité électromécanique correspond à l’efficacité de l’assemblage motopompe et est
égale à :
Ƞ𝑒𝑚 =
𝑃ℎ𝑦𝑑𝑟𝑎𝑢𝑙𝑖𝑞𝑢𝑒
𝑃é𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑖𝑞𝑢𝑒
Figure 2.4 : rendement électromécanique du groupe motopompe
27
CHAPITRE II : Etude descriptive et fonctionnelle de la station de pompage d’eau de mer
PJ1 et PJ11
Premièrement, nous calculons la puissance hydraulique de pompage en utilisant l’équation :
𝐻𝑀𝑇 × 𝑄 × 𝜌 × 𝑔
𝑃ℎ =
1000
Avec : Q : débit en m3/s
ρ : densité de l’eau de mer (Kg/m3) = 1,025 kg/dm3= 1,025 × 1000Kg/m3
g : l’accélération de la gravité (m/s2) = 9,806 m.s-2 = 9,81N/kg
HMT : la hauteur manométrique totale de la pompe elle est obtenue par :
𝑃𝑟𝑒𝑓𝑜𝑢𝑙𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡 − 𝑃𝑎𝑠𝑝𝑖𝑟𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛
𝜌×𝑔
Deuxièmement, nous calculons La puissance électrique par l’équation :
𝑃𝑒 = √3 × 𝑈 × 𝐼 × 𝑐𝑜𝑠𝛷
𝐻𝑀𝑇 =
Avec : U : la tension mesurée (V).
I : l’intensité mesurée (A).
Cos Φ : facteur de puissance.
D’où le rendement du groupe Motopompe s’écrit :
𝜼𝒑 =
𝑷𝒖
=
𝝆×𝒈×𝐐×𝐇
𝑷𝒂 √𝟑×𝑼×𝑰×𝒄𝒐𝒔𝝋
 Pression :
De refoulement, ou hauteur de refoulement (10,20 m par bar, en principe, pour l’eau).
 Courbes caractéristiques d’une pompe centrifuge :
Les caractéristiques d’une pompe centrifuge sont présentées pour une vitesse de rotation
constante et en fonction du débit Q (m3/h), Hauteur manométrique H, Puissance absorbée en
kw, et le Rendement η en % :
Figure 2.5 : les courbes caractéristiques de la pompe
Le rendement est de l'ordre de 70 à 80 % il est inférieur à celui des pompes volumétriques.
d. Constitutions :
Le rotor comporte une roue, fixée sur l’arbre entraîné en rotation par un moteur; cette roue
comporte des ailettes, ou aubes, régulièrement espace. Le stator comporte un corps de
pompes, muni extérieurement d’un diffuseur, sorte de colimaçon à section régulièrement
croissante. Le tuyau d’aspiration est raccordé au corps de pompe et débouche au centre de la
roue; tuyau de refoulement prolonge le diffuseur. Un presse-garniture assure l’étanchéité de
l’arbre à la sorte du corps de pompe.
28
CHAPITRE II : Etude descriptive et fonctionnelle de la station de pompage d’eau de mer
PJ1 et PJ11
Figure 2.6 : constitution d’une pompe centrifuge
e. Problèmes relatifs à une pompe centrifuge :
Les principales pannes de la pompe centrifuge concernent les éléments suivants: Rupture
d’aube, paliers, cavitation, corrosion de l’arbre, entrainement de l’arbre cassé, joints
d’étanchéité statique ou tournant, entré de la pompe avec filtre colmaté ,obstruction à la
sortie de la pompe et à l’entrée du circuit, rupture de l’arbre ou de l’entrainement ,rupture
d’une dent d’engrenage de l’entrainement ,coup de bélier dans le réseau hydraulique.
 Cavitation :
La cavitation est l'ennemi numéro un de la pompe centrifuge. C'est un phénomène bruyant,
qui peut détruire une machine en quelques minutes. On appelle cavitation d'une pompe
centrifuge la vaporisation, à l'entrée de la roue, d'une partie du liquide pompé. C'est en effet
en ce point que la pression est en général la plus basse (mais pas toujours, voir cavitation dans
les lignes, pipeline...). On considère en général que cette vaporisation est liée au fait que la
pression statique tombe en dessous de la pression de vapeur saturante du fluide pompé. En
réalité, il s'agit parfois de la création de bulles de gaz dissous dans le liquide (cas de l'eau
notamment), on parle alors de cavitation apparente.
Les effets de la cavitation peuvent être très néfastes pour la pompe :
La création de bulle de vapeur à l'aspiration s'accompagnant de leur condensation brutale
dans ou en sortie de roue, lorsque la pression remonte,
 implosion des bulles de vapeur au niveau de la roue,
 vibrations anormales,
 bruit anormal (pompage de caillou?),
 destruction des garnitures d'étanchéité suite aux vibrations,
 arrachement de matière dans les zones d'implosion,
 chute du débit pompé lorsqu’apparaît le phénomène de cavitation.
La cavitation peut être prévue par le calcul du NPSH disponible (Net Positive Suction Head) à
l'aspiration de la pompe, et sa comparaison avec le NPSH requis par la pompe.
La cavitation apparaît pour NPSHdispo = NPSHrequis
Phénomènes qui provoquent l’apparition de la cavitation :
L’intensité du phénomène de cavitation augmente avec :
 La diminution de la pression statique dans le circuit.
 L’augmentation des températures du liquide circulant dans le circuit.
29
CHAPITRE II : Etude descriptive et fonctionnelle de la station de pompage d’eau de mer
PJ1 et PJ11
 L’accroissement du débit et puis des vitesses d’écoulement dans la pompe, et par
conséquent une baisse locale de la pression.
 Le pourcentage de l’air dissous dans le liquide.
 L’augmentation de la vitesse de rotation de la pompe.
f. Les principaux paramètres à surveiller pour la pompe :
 Pression d’aspiration.
 Contrôle de niveaux d'huile sur la boite à butée.
 Contrôle du bruit (vibration) ; graissage.
 Niveau du bassin.
 Les fuites (palier haut et palier bas).
 Contrôle d'arrosage.
g. Les différentes sécurités mises en service pour la pompe :
 Clapet anti-retour.
 Anti-bélier.
 Cheminé d'équilibre.
 Vannes de refoulent (vanne d'isolement).
 Détecteurs de la température de boite à butée (roulement conique et à bille).
 Refroidissement par circuit d'arrosage.
 Filtres et dégrilleur.
h. Paramètres des pompes de la station P.E.M_MT :
Tableau2-1 : caractéristique nominale des pompes de MT
Pompes
P11
P12
P31
P13
P14
P32
P15
P16
P33
P17
P18
P34
P19
P20
P35
Qn (m3/h)
15000
18000
9000
18000
15000
9000
15000
15000
9000
15000
15000
10000
15000
18000
9000
Hmt (m)
71,1
71,1
71,1
71,1
71,1
71,1
72,2
72,2
70
72,2
72,2
70,3
71,1
71,1
71,1
Ph (KW)
2978,86
3574,64
1787,32
3574,64
2978,86
1787,32
3024,95
3024,95
1759,66
3024,95
3024,95
1963,56
2978,86
3574,64
1787,32
30
𝜼𝒑 (%)
76,7
75,5
72,13
75,5
76,6
72,13
79,92
77,82
88,8
77,8
80
79,5
76,6
75,5
72,13
Pf (bar)
Poids
6,6 à 7,6
12 300 Kg
(12t + 300Kg)
CHAPITRE II : Etude descriptive et fonctionnelle de la station de pompage d’eau de mer
PJ1 et PJ11
Tableau 2-2 : caractéristique nominale des Moteurs MT des pompes
Moteur
M11
M12
M31
M13
M14
M32
M15
M16
M33
M17
M18
M34
M19
M20
M35
U (KV)
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
I(A)
287,6
342
174,4
342
287,6
174,4
254
287,6
133
287,6
254
174
287,6
342
174,4
P(KW)
3800
4600
2400
4600
3800
2400
3650
3750
1915
3750
3650
2400
3800
4600
2400
Pe(KVA)
3885,47
4738,89
2476,97
4738,89
3885,47
2476,97
3783,49
3885,47
1981,11
3885,47
3783,49
2471,29
3885,47
4738,89
2476,97
𝒄𝒐𝒔𝝋
0,78
0,8
0,82
0,8
0,78
0,82
0,86
0,78
0,86
0,78
0,86
0,82
0,78
0,8
0,82
𝜼 (%)
96,5
97,1
96,9
97,1
96,5
96,9
96,5
96,5
96,6
96,5
96,5
97,1
96,5
97,1
96,9
i. Couplage des pompes :
On distingue deux types de couplage :

Couplage en série :
Figure 2.7 : deux pompes P1 et P2 montées en série
Les pompes P1 et P2 montées en série sont traversées par le même débit du liquide Qv. A un
débit donné, la hauteur manométrique totale de ce couplage Hmt série est la somme des
hauteurs donné :
Hmt série = Hmt1 + Hmt2 [9]

Couplage en parallèle :
Figure 2.8 : deux pompes P1 et P2 montées en parallèle
Les pompes P1 et P2 montées en parallèle montrent la même hauteur manométrique totale
Hmt.
Graphiquement, on trouve la caractéristique de la hauteur manométrique totale du montage
en additionnant les débits des deux pompes pour une même hauteur manométriques totale.
31
CHAPITRE II : Etude descriptive et fonctionnelle de la station de pompage d’eau de mer
PJ1 et PJ11
4. Les clapets anti-retour :
Un clapet anti-retour est un dispositif permettant de contrôler le sens de circulation du fluide.
Il permet le passage du liquide (eau) dans un sens et bloque le flux si celui-ci venait à s'inverser.
Il est constitué des éléments suivants :



Vanne papillon.
Double vérin pour la sécurité de clapet.
Distributeur d’hydraulique, pour les vérins.
5. Les anti-béliers :
L'anti-bélier est un système utilisé en plomberie. C'est un dispositif destiné à amortir l'onde
de choc provoquée par la fermeture rapide d'une vanne. Cette onde de choc est appelée coup
de bélier.
Cet objet est souvent constitué d’un bocal étanche, connecté d’un
coté au réseau, là où doit amortir les coups de bélier.
A l’intérieur de ce bocal ce trouve une membrane en caoutchouc
séparant d’un côté le liquide et de l’autre côté, un gaz ou de l’air
sous pression.
Lorsqu’un coup de bélier s’enclenche, la surpression engendrée
vient faire rentrer le liquide dans l’anti-bélier, déformant la
membrane.
De ce fait, le coup de bélier ce trouve atténué sur le réseau se
trouvant après l’anti-bélier.
Certains anti-béliers ne comportent pas de membrane ce qui pose
un petit problème car, le gaz se dissolvant dans le liquide, il perd
au fil du temps son effet amortisseur. Il faut donc de temps en
temps, réinjecter de l’air.
Figure 2.9 : Vue d’anti-bélier
Le phénomène du coup de bélier :
Suite à la fermeture rapide d'une vanne ou démarrage/arrêt d'une pompe etc. des
phénomènes transitoires apparaissent dans la conduite (propagation d'une onde) provoquant
des surpressions/dépressions et pouvant causer des dégâts dans les installations.
Les causes du coup de bélier :
 Coupure de courant électrique.
 Arrêt d'un groupe de pompage à vanne ouverte.
 Fermeture rapide de la vanne de refoulement.
Les conséquences d'un coup de bélier :



vieillissement prématuré des conduites et accessoires.
Déboîtement des joints.
Casses des conduites : aplatissement. Les cheminés d’équilibre :
32
CHAPITRE II : Etude descriptive et fonctionnelle de la station de pompage d’eau de mer
PJ1 et PJ11
6. Les cheminés d’équilibre :
Elle permet la régulation du débit d'acheminement. Il
s'agit d'un ouvrage atypique, simple mais
exceptionnellement efficace.
Elle a pour rôle le transfert d’eau de mer par gravité
(pression atmosphère) et la purge d’air en cas de
déclenchement. (Pour équilibrer la pression de la file).
Figure 2.8
2.10: Cheminés
: Cheminésd’équilibre
d’équilibre
7. Les compresseurs :
Un compresseur est un organe mécanique destiné à augmenter par un procédé uniquement
mécanique la pression d'un gaz. (Production d’air comprimé).Pour exercer la même fonction
sur un liquide, quasi incompressible, on utilise une pompe. Le compresseur permet
d'augmenter la puissance et le couple du moteur qu'il alimente.
Figure 2.11 : schéma de principe et vue d’un compresseur
Les compresseurs des anti-béliers de notre station PEM sont de pression maximale d’environ
de 10 bars.
8. Moteur asynchrone triphasé à cage d’écureuil:
a. Généralités :
Le moteur asynchrone triphasé est largement utilisé dans l'industrie, sa simplicité de
construction en fait un matériel très fiable et qui demande peu d'entretien. Il est constitué
d'une partie fixe, le stator qui comporte le bobinage, et d'une partie rotative, le rotor qui est
bobiné en cage d'écureuil. Les circuits magnétiques du rotor et du stator sont constitué d'un
empilage de fines tôles métalliques pour éviter la circulation de courants de Foucault.
b. Principe de fonctionnement
Le principe des moteurs à courants alternatifs réside dans l'utilisation d'un champ magnétique
tournant produit par des tensions alternatives. La circulation d'un courant dans une bobine
crée un champ magnétique B, Ce champ est dans l'axe de la bobine, sa direction et son
intensité sont fonction du courant I. C’est une grandeur vectorielle. Si le courant est alternatif,
le champ magnétique varie en sens et en direction à la même fréquence que le courant. Dans
33
CHAPITRE II : Etude descriptive et fonctionnelle de la station de pompage d’eau de mer
PJ1 et PJ11
le moteur asynchrone triphasé, les trois bobines sont disposées dans le stator à 120° les unes
des autres, trois champs magnétiques sont ainsi crées. Compte-tenu de la nature du courant
sur le réseau triphasé, les trois champs sont déphasés (chacun à son tour passe par un
maximum).Le champ magnétique résultant tourne à la même fréquence que le courant soit
50 tr/s.
c. Avantages, inconvénient du moteur asynchrone triphasé :
Les avantages :



Etre alimenté directement par le réseau triphasé.
Son prix d’achat est moins élevé.
Il est plus robuste (car il ne nécessite pratiquement pas d’entretien faible coût
d’entretien).
Les inconvénients :


couple réduit au tiers de sa valeur en direct.
Coupure entre la position étoile et triangle d’où apparition de phénomènes
transitoires.
 Variation de vitesse (nécessité d’un variateur de vitesse).
d. Méthodes de démarrages :
En fonction des caractéristiques du moteur et de la charge, plusieurs méthodes de démarrages
sont utilisées. Le choix sera dicté par des impératifs électriques, mécaniques et économiques.
La nature de la charge entraînée aura également une grande incidence sur le mode de
démarrage à retenir. L’objectif de ce paragraphe est de présenter le mode de démarrage du
C’est le mode de démarrage le plus simple dans lequel le stator est directement couplé sur le
réseau. Le moteur démarre sur ses caractéristiques naturelles.
Au moment de la mise sous tension, le moteur se comporte comme un transformateur dont le
secondaire, constitué par la cage du rotor très peu résistants, en court-circuit. Le courant induit
dans le rotor est important.
Il en résulte une pointe de courant sur le réseau :
I démarrage = 5 à 8 I nominal
Le couple
de démarrage
en moyenne
: le démarrage direct utilisé dans les 15 moteurs
moteur
asynchrone
à cageest
d’écureuil
à savoir
installés.
C démarrage = 0.5 à 1.5 C nominal
34
CHAPITRE II : Etude descriptive et fonctionnelle de la station de pompage d’eau de mer
PJ1 et PJ11
Figure 2.12 : Vue d’un moteur asynchrone triphasé et caractéristique du démarrage direct
Les positions utilisées pour nos moteurs à la station PEM sont :


L'arbre est vertical dirigé vers le sol : position qui concerne les moteurs de la
moyenne tension.
L'arbre est horizontal les pattes sont fixées au sol : position qui concerne les moteurs
de la basse tension.
e. Protection des moteurs
On protège le moteur asynchrone triphasé par disjoncteur, SEPAM; Le disjoncteur utilisé peut
supporter 630 A (seuil de déclanchement) en charge.
f.






Les paramètres à surveiller pour un moteur asynchrone triphasé :
Température des paliers bas et haut.
Température des enroulements.
L’ampérage.
Tension d’alimentation.
Echauffement.
Bruit (vibration) ; graissage.
g.



Les différentes sécurités mises en œuvre pour les moteurs :
Arrêt d’urgence.
Détecteurs de la température des enroulements.
Détecteurs de la température des paliers hauts et bas.
35
CHAPITRE II : Etude descriptive et fonctionnelle de la station de pompage d’eau de mer
PJ1 et PJ11
9. Transformateur triphasé :
La production de l’énergie électrique et son transport se fait
généralement en triphasé par ailleurs on démontre
facilement que le transport de l’énergie en haute tension est
plus économique d’où la nécessité d’employer des
transformateurs élévateurs à la sortie de centrale de
production et abaisser tout proche des centre de
consommation.
Les transformateurs de la station PEM sont de puissance
apparente de 25MVA chacun, ils sont de nombre de 5
(abaisseur de tension 60Kv/10Kv), trois qu’on trouve dans
le poste PJ1 et deux qu’existent dans le poste PJ11.
Les autres transformateurs de puissance apparente 1250
KVA et 400 KVA (abaisseur de tension 10Kv/660Kv).
IV.
Figure 2.13 : Vue d’un
transformateurPJ1 60Kv/10Kv
Processus de pompage d’eau de mer
La station PEM a pour rôle d’alimenter le complexe en eau de mer nécessaire pour le
refroidissement des différentes installations de production de la plateforme ,cette eau est
traitée et filtrée avant d’être pompée vers le complexe.
Dès le début l'eau de mer traverse nécessairement une digue pour diminuer sa pression,
ensuite elle s’écoule dans un bassin d’un volume de 16 200 m3, où il est installé cinq dégrilleurs
de grille d’écartement de 2mm disposés en série chacun muni d’une poche pour éliminer les
impuretés de grosse section, chaque dégrilleurs est suivi par un filtre rotatif pour éliminer des
matières en suspension de petite section, donc il s’agit d’un nombre de cinq filtres rotatifs au
total, tout en n’oubliant pas l’alimentation du bassin par l’hypochlorite (chlore actif) via des
conduites venant de la station de chloration pour se débarrasser les algues ,micro-organismes,
et les bactéries.
Après que l’étape de filtration est bien faite l’eau filtrée s’écoule vers un bassin d’aspiration
de volume 20800 m3 ,qui comprend un ensemble de 15 pompes pour aspirer l’eau filtrée et
la refouler, chacune de ces pompes est équipée d’un clapet anti-retour dans son coté de
refoulement pour empêcher le retour d’eau, elles sont réparties en groupe de 3 pompes
chacun, chaque petite pompe est située au milieu de deux grosses pompes, chaque groupe de
trois pompes constitue une file chacune a un diamètre de 2500mm, il s’agit actuellement de
cinq files au total.
L’eau refoulée de chaque file passe par un anti-bélier dont chacun contient 1/3 d'air et 2/3
d’eau, ce qui sert à protéger le matériel (pompes) et le circuit lors de déclenchement,
n’oubliant pas que chaque file d’eau est équipée d’un débitmètre pour indiquer le débit
refoulé ,aussi pour les bassins, on trouve des enregistreurs de niveau qui permettent le
contrôle continu du niveau d’eau de mer de chacun de ces deux bassins mentionnés
précédemment, ensuite l'eau de mer sortant des anti-béliers passe par des cheminées
d'équilibre pour équilibrer la pression des files d’eau.
36
CHAPITRE II : Etude descriptive et fonctionnelle de la station de pompage d’eau de mer
PJ1 et PJ11
L'ensemble des cinq collecteurs ou files déverse l'eau vers un déversoir d’un volume de
20880m3 qui alimente le bassin de reprise d'eau de mer REM à travers d'un canal à ciel ouvert.
Figure 2.14 : Schéma explicatif du processus de la station PEM
Figure 2.15 : Vue de la file 4 et du groupe motopompe
Revenons à l'opération de chloration qui consiste à injecter l’hypochlorite (chlore actif)
produit par la station de chloration pour détailler un petit peu le mécanisme de la production
de cette solution chimique.

Description de la station de chloration :
La station de chloration est équipée de quatre électrolyseurs (2 anodes ; 2 cathodes), un
dégazeur de gaz d’hydrogène et deux bâches de stockage d’hypochlorite alimentent le bassin
des dégrilleurs et les filtres rotatifs.
L’eau de mer passe à travers des couples d’électrodes (anodes et cathodes) placés dans des
bacs étanches (électrolyseurs), branchés à une source de courant continu (redresseur).Le
37
CHAPITRE II : Etude descriptive et fonctionnelle de la station de pompage d’eau de mer
PJ1 et PJ11
chlorure de sodium, contenu dans l’eau de mer, est partiellement électrolysé et on obtient de
l’eau de mer chlorée (qu’ensuite on appellera toujours hypochlorite) qui contient soit des
petites quantités d’ions hypochlorite soit de l’hydrogène gazeux.
L’hypochlorite sortant du deuxième électrolyseur de l’unité, est envoyé au bac séparateur
D3801, d’ici au troisième et quatrième électrolyseur et, finalement, au bac de stockage, situé
hors de limites de batterie, où l’hydrogène est séparé de la solution d’hypochlorite.
L’unité peut fonctionner même au 50% de la capacité nominale lorsque seulement deux des
quatre électrolyseurs sont alimentés électriquement et hydrauliquement, étant donné que le
circuit électrique prévoit des barres de by-pass et le circuit hydraulique prévoit les vannes
nécessaires pour alimenter l’un ou l’autre des deux groupes de deux électrolyseurs.
V. Les différents utilisateurs d’eau de mer
La zone industriel de Jorf Lasfar Maroc phosphore III-IV, IMACID, EMAPHOS, PMP, BUNGUE
disposent de grandes installations qui nécessitent une quantité d’eau de mer très élevées soit
pour :




Le refroidissement d’acide, huile, eau de noria
Condensation
Assainissement des gaz
Evacuation de gypse.
1. Consommateurs d’eau de mer :
 Atelier Phosphorique : U 03 : (Unité de Filtration) :
 Evacuation du gypse au niveau du filtre UCEGO.
 Lavage des gaz au niveau du Dégazeur.
 Lavage des gaz au niveau de la flache collé.
 Atelier Phosphorique : U 04 : (Unité de Concentration) :
 Lavage des gaz.
 Création du vide.
 Atelier Phosphorique 05 : (Unité de Clarification) :
 Evacuation du gypse.
 Atelier Sulfurique :
 Refroidissement de l’acide sulfurique.
 La centrale :
 Condensation de la vapeur au niveau des condenseurs principaux des turbines et les
condenseurs Auxiliaires.
 Refroidissement d’eau noria via les réfrigérantes norias.
 Création du vide au niveau des condenseurs principaux à travers des pompes à vide
 Atelier des engrais :
 Lavage des gaz.
 Atelier EMAPHOS :
 Refroidir l’eau désiliciée qui refroidi l’éther et crée le vide au niveau de la
concentration d’acide phosphorique purifié.
38
CHAPITRE II : Etude descriptive et fonctionnelle de la station de pompage d’eau de mer
PJ1 et PJ11
 Rejet eau de mer :
 Après l’utilisation, l’eau de mer est évacuée vers l’océan à travers un canal principal.
2. Chiffrage de la consommation d’eau de mer :
Tableau 2-3 : chiffrage de la consommation d’eau de mer
Atelier
Volume consommé m3/h
Phosphorique
18000
Sulfurique
27000
EMAPHOS
1000
IMACID
15000
CENTRALE
10000
ODI x10
Pas encore mise en marche
DEM
Pas encore mise en marche
PMP
10000
BMP
8150
Il apparaît clairement que les deux derniers ateliers c-à-d IMACID et la CENTRALE,
consomment beaucoup plus d’eau de mer par rapport aux autres ateliers. Chose qui est
normale puisque la centrale est constituée de 3 groupes turboalternateurs qui exigent une
grande quantité d’eau pour assurer la condensation du vapeur pour assurer le bon
fonctionnement des différents groupes.
L’eau de mer joue un rôle important dans le processus de production des différentes usines
du complexe. Cependant, assurer l’acheminement de l’eau jusqu’aux usines est primordiale
mais en revanche cette subvention du besoin en eau froide est onéreuse, telle est l’objet du
chapitre suivant dans lequel on fera un bilan énergétique et économique de la consommation
engendrée en la comparant à la consommation globale de la plateforme industrielle.
39
CHAPITRE III
Etude diagnostic de la
consommation d’énergie électrique
de la boucle 60KV
Après avoir cerné les différentes utilisations de l’eau de mer, et fait une description de la station
de pompage d’eau de mer, dans ce chapitre, on donnera un aperçu sur la problématique
majeure de ce sujet de stage qu’est l’optimisation de la consommation énergétique de la
station de pompage d’eau de mer ayant un impact majeur sur la facture d’électricité.
40
CHAPITRE III : Etude diagnostic de la consommation d’énergie électrique de la boucle
60KV
I. Comptage d’énergie électrique :
1. Période de comptage
La gestion de l'énergie électrique aux niveaux des Postes HT consiste en premier lieu à
compter les consommations par tranche de tarif journalier, à savoir :
 Heures pleine(HPL)
 Heures de pointe(HP)
 Heures creuse(HC).
Les compteurs d’énergie sont lus périodiquement à la fin de chaque tranche :
Saison d’Hiver
Saison d’Eté
Figure 3.1 : Répartition des heures du comptage d’énergie
Saison d’Hiver :
Saison d’Eté :
Tranche pleine : de 7H00 à 17H00 (10h)
Tranche pleine : de 7H00 à 18H00 (11h)
Tranche pointe de 17H00 à 22H00 (5h)
Tranche pointe : de 18H00 à 23H00 (5h)
Tranche creuse : de 22H00 à 7H00 (9h)
Tranche creuse : de 23H00 à 7H00 (8h)
Tarif haute tension (HT) concerne les clients alimentés de 60 KV. Il s’agit des clients directs
grands comptes opérant dans les secteurs des mines, du ciment et autres activités
industrielles comme OCP par exemple. Tarif HT se décline en un tarif général qui est Constitué
d'une prime fixe pour la facturation de la puissance souscrite (Ps) et d'une redevance de
consommation par poste horaire.


La puissance souscrite pour poste électrique MP de l’OCP est : Ps = 30MVA.
TVA est de 14%
41
CHAPITRE III : Etude diagnostic de la consommation d’énergie électrique de la boucle
60KV
Tableau 3-1 : Tarification de l’ONEE
Prix de vente à l’ONEE en DH/Mwh
Plaines Creuse Pointes Moyen
402.588 211.579 570.614 369.944
33.98% 17.86% 48.16% 100%
ETE
Hiver
Année

Prix d’achat de l’ONEE en DH/Mwh
Plaines Creuse Pointes
Moyen
910.768 598.316 1290.886 879.299
32.53% 21.37% 46.10%
100%
373.924
365.965
396.944
885.809
872.790
879.299
ONE facturera à MP une redevance mensuelle de comptage de 700DH.
2. Redevances de consommation des tranches horaires :
Tableau 3-2 : Tarif horaire du KWh fourni par ONE-MP
Heures
Redevances de consommation (DH/ KWh)
Heures pleines
0.910
Heures de pointes
1.290
Heures creuses
0.598
3. Position des compteurs au niveau de la boucle 60KV :
Tous les compteurs sont installés aux sources d’alimentation à savoir le poste PJ10 et le PJ0
ce qui gère le comptage de tous les postes de la boucle, il s¡¦agit des compteurs numériques,
on trouve des compteurs normaux et des compteurs de secours triphasées 4fils, de précision
multi tarif avec émetteur d’impulsions.
Les compteurs utilises sont appelés des compteurs Alpha A 1500 ELSTER, parmi les
caractéristiques de ce genre des compteurs on peut citer :




Utilisation en réseaux 3-fils et 4-fils
Mesure des puissances active, réactive et apparente dans les 4 quadrants (P, Q,
cosphi, …etc)
Hautes précision et stabilité de mesure
Relevé des courbes de charge selon le cahier des charges…
42
CHAPITRE III : Etude diagnostic de la consommation d’énergie électrique de la boucle
60KV
Compteur. Installé
Figure 3.2 : Position des compteurs d’énergie et vue d’un compteur ELSTER
II. Analyse des bilans énergétiques :
Ce principal axe est basé sur la construction graphique des bilans de consommation
énergétique annuels de chaque poste électrique notamment les postes qui ont une
consommation considérable tels que PJ1, PJ2, PJ3, PJ4, PJ6, PJ7 et PJ11 à partir les bilans
journaliers réalisés par les agents du poste PJ10 et PJ0, en fait, dans notre diagnostic nous
avons pris en compte les 4 dernières années à savoir : 2011, 2012,2013 et 2014.
PJ1+PJ11
2011
PJ2
0,8%
0,9%
PJ3
Cent.
0,5%
18,2%
2012
PJ0+PJ10
0,5%
18,8%
TED
27,9%
25%
REM
PS
26,3%
2,9%
4,8% 6,9%
3,4% 1,6%
PA
2,1%
PE
4,5%
28,2%
U10
1,6%
3,7%
2,2%
4,6%
3,1%
4,8% 6,4%
Pertes
43
PJ1+PJ11
PJ0+PJ10
PJ2
PJ3
Cent.
TED
REM
PS
PA
PE
U10
Pertes
CHAPITRE III : Etude diagnostic de la consommation d’énergie électrique de la boucle
60KV
2013
0,7%
0,47%
19,7%
25,8%
27%
1,6%
3,3%
2,3%
4,1%
2,9%
4,5% 6,4%
2014
PJ1+PJ11
PJ0+PJ10
PJ2
PJ3
Cent.
TED
REM
PS
PA
PE
U10
Pertes
1,2%
0,4%
25,1%
22,1%
24,8
1,4%
3,7%
2,2%
3,7%
5,7% 2,6%
4,3%
PJ1+PJ11
PJ0+PJ10
PJ2
PJ3
Cent.
TED
REM
PS
PA
PE
U10
Pertes
Figure 3.3 : Part de la consommation d’énergie annuel en MWh
D’après l’analyse de ces constructions graphiques nous voyons bien qu’il s’agit d’une
dominance des postes électriques PJ1 et PJ11 point de vue consommation d’énergie
électrique ce qui apparait normal parce que les deux postes en accent représentent une
station PEM qui représente de son tour une grande surface par rapport au pipelining installé
actuellement à Khouribga pour le pompage du phosphate brute dans des conduites vers le
Port de JORF LASFAR d’EL JADIDA , compte tenu que les systèmes de pompage demandent
beaucoup plus d’énergie ce qui est très connu pour toute industrie qui a parmi ses propres
activités les opérations de pompage.
Cette importante phase d’analyse des bilans énergétiques nous a permis de spécifier toute
une étude uniquement à la station de pompage (PJ1 et PJ11) pour ressortir les gisements
d’économie d’énergie et faire suggérer des solutions afin de concrétiser la diminution de la
consommation de cette station.
Dans ce qui suit nous allons essayer de chiffrer moyennement la consommation annuelle de
la station de pompage pour passer ensuite à l’analyse des factures de la consommation de
Maroc Phosphore MP 3&4 (PJ0, PJ1, PJ2, PJ3, PJ5, PJ10, PJ11) pour ressortir par calcul le cout
moyen annuel de cette station.
44
CHAPITRE III : Etude diagnostic de la consommation d’énergie électrique de la boucle
60KV
Analyse des factures de consommation :
III.
Dans ce point nous allons citer et traiter les factures des 3 dernières années, à savoir : 2012,
2013 et 2014 :
Les graphes qui vont traduire ces chiffres significatifs sont comme suivant :
Facture 2012 (DH)
Facture 2013 (DH)
14 000 000,00
12 000 000,00
10 000 000,00
8 000 000,00
6 000 000,00
4 000 000,00
2 000 000,00
0,00
Janvier
Février
Mars
Avril
Mai
Juin
Juillet
Août
Septembre
Octobre
Novembre
Décembre
Janvier
Février
Mars
Avril
Mai
Janvier
Juillet
Août
Septembre
Octobre
Novembre
Décembre
10000000
8000000
6000000
4000000
2000000
0
Facture 2014 (DH)
Janvier
Février
Mars
Avril
Mai
Juin
Juillet
Août
Septembre
Octobre
Novembre
Décembre
14000000
12000000
10000000
8000000
6000000
4000000
2000000
0
Figure 3.4 : Factures de l’ONEE
D’après les chiffres du tableau et les graphes on peut déduire les résultats suivants :
Tableau 3-3 : Factures payées à l’ONEE
Facture
2012
2013
2014
Moy.
Prix annuel (DH)
52 782 234
57 868 943,01
128 746 078,35
79 799 085,28
L’augmentation de la facture de l’année 2014 par rapport aux années précédentes est justifié
par le lancement des nouveaux projets ODI1 et ODI3 ainsi par la mise en marche de la station
terminale de traitement de phosphate TJPP.
45
CHAPITRE III : Etude diagnostic de la consommation d’énergie électrique de la boucle
60KV
Consommation et coût pour la station PEM :
IV.
1. Consommation du Maroc Phosphore 3&4 :
L’usine MP3&4 est constituée d’un ensemble des postes électriques (7PJ) à savoir : PJ0, PJ1,
PJ2, PJ3, PJ5, PJ10, PJ11.
Comme indication le MP consomme l’énergie encore il la produit, cela nous a permis d’ouvrir
la porte de recherche sur tous les échanges d’énergie des postes entre eux et aussi les
échanges des postes avec ONEE.
On trouve bien qu’il existe un échange d’énergie entre les postes excédentaires contenant des
GTA à savoir : PJ6 (IMACID), PJ4 (PMP), PJ7 (BMP) et MP (PJ5=centrale) ainsi que l’ONEE,
chaque poste peut demander l’énergie d’autres postes s’il a un besoin, il peut aussi la
demander depuis l’ONE à condition que l’énergie provenant des autres postes soit
insuffisante.
Pour ce point on donne les valeurs des consommations annuelles de MP ainsi que les parts
des consommations net reçus des usines JV et de l’ONEE pour les années 2011, 2012, 2013,et
2014 :
Tableau 3-4 : Consommation annuelle du MP
Année
2011
2012
2013
2014
Moy.
Consommation de MP (MWh)
647 424,10
632843,44
690 790,48
719 635,76
672 673,445
Consommation net de MP (MWh)
173 201,80
187 469,64
236 250,18
315 060,76
227 995,595
2. Calcul de la consommation de la station PEM :
Voici les tableaux indiquant les mesures énergétiques de la station PEM sur lesquels nous
allons baser pour déduire la consommation annuelle moyenne de cette station de pompage :
Tableau 3-5 : Calcul de la consommation de la station de la PEM 2011 et 2012
Mois-2011/Poste
Janvier
Février
Mars
Avril
Mai
Juin
Juillet
Aout
Septembre
Octobre
Novembre
Décembre
Somme
PJ1 + PJ11
Mois-2012/Poste
Janvier
Février
Mars
Avril
Mai
Juin
Juillet
Aout
Septembre
Octobre
Novembre
Décembre
Somme
15 872,35
12 772,61
15 762,78
15 578,17
15 625,50
15 558,84
16 423,16
15 756,14
15 132,87
14 848,98
14 106,23
12 906,68
180 344,31
46
PJ1 + PJ11
10 478,61
8 754,80
11 647,68
13 056,84
13 450,95
14 696,85
15 050,55
14 757,70
13 940,99
15 110,62
14 339,10
13 193,32
158 478,01
CHAPITRE III : Etude diagnostic de la consommation d’énergie électrique de la boucle
60KV
Tableau 3-6 : Calcul de la consommation de la station de la PEM 2013 et 2014
Mois-2013/Poste
Janvier
Février
Mars
Avril
Mai
Juin
Juillet
Aout
Septembre
Octobre
Novembre
Décembre
Somme
PJ1 + PJ11
Mois-2014/Poste
Janvier
Février
Mars
Avril
Mai
Juin
Juillet
Aout
Septembre
Octobre
Novembre
Décembre
Somme
12 941,54
13 684,49
15 082,75
12 958,87
14 727,88
14 432,25
16 425,17
16 690,97
16 380,95
16 643,23
15 227,62
15 050,01
180 245,73
PJ1 + PJ11
15 158,44
9 923,91
14 587,04
15 544,58
16 613,90
16 257,24
17 104,79
17 080,52
16 299,06
16 053,48
15 116,60
15 317,00
185 056,56
Donc d’après ces mesures on peut avoir comme résultats :
Tableau 3-7 : Moyenne de la consommation de la station PEM
Poste
Station PEM (PJ1+PJ11)
Consommation Annuelle Moyenne en (MWh/An)
176 031,1525
On peut estimer que la consommation annuelle moyenne de la station PEM vaut :
176 000 MWh/An.
3. Calcul du coût relatif à la consommation spécifique de la station PEM
D’après le contrat entre l’ONEE et MP on a :
 Le prix de vente d’énergie à l’ONE est en moyenne : 369,944 Dh/Mwh
 le prix d’achat de l’énergie est en moyenne est de 879,29 Dh/Mwh
 Le prix de revient du Mwh produit par la centrale est : 129,72 Dh/Mwh
 Prix de revient du Mwh entre les postes est : 536,09 Dh/Mwh
Le prix de revient prend en compte toutes les charges directes et indirectes qui participent à
la production du Kwh, et donc le prix entre poste noté prix PI fera l’objet des calculs technicoéconomiques au niveau de la station PEM1&11.
 Analyse des factures énergétiques :
La consommation annuelle de MP est de : 672 673,445 Mwh/an
La consommation annuelle de la station PEM1&11 est de : 176 000 MWh/An
Donc la consommation annuelle du pompage représente 26,16% de la consommation
énergétique du complexe MP3&4.
 Analyse des factures économiques :
 Facture économique du MP sans intervention de la facture de l’ONE :
444 677,85 MWh × 129,72 DH/MWh = 139 540 181,88 DH/An
 Facture économique de la consommation net du MP :
47
CHAPITRE III : Etude diagnostic de la consommation d’énergie électrique de la boucle
60KV
139 540 181,88 + 152 691,845 × 536,09 + 79 799 085,28 DH/An = 219 339 267,16 DH/An
 Facture d’énergie du pompage PEM (PJ1+PJ11) :
176 000 MWh/An × 536,09 DH/MWh = 94 351 840 DH/An
Donc on voit que la facture annuelle du pompage tout seul représente :
43% de la facture économique totale de MP.
4. Répartition de la consommation d’électricité dans la station PEM :
Dans la station PEM, plus de 70 % de la consommation d'électricité est dédiée au
fonctionnement des moteurs électriques. En fait il s’agit d’un nombre moyen de 55 moteurs
électriques basses et moyennes tension dont : 15 moteurs de grandes puissances et plus de
40 moteurs de petites et moyennes puissances.
Figure 3.5 : Répartition de la consommation d’électricité dans la station PEM
Figure 3.6 : Répartition des consommations des systèmes motorisés


On remarque une dominance du pompage sur les autres systèmes motorisés point de
vue consommation ce qui est normal vu les grandes dimensions des moteurs
d’entrainement des pompes face aux autres applications complémentaires de
l’application de pompage.
Vu cette grandeur de consommation, l’éclairage ne représente que 0,2% de la
consommation totale de la station PEM mais il reste un gisement à ne pas négliger.
La station de pompage d’eau de mer à elle seule consomme plus de 25 % de l’ensemble de la
consommation de la plateforme et plus de 43% de ce que doit Maroc Phosphore à ses
fournisseurs en électricité.
Cependant, il est nécessaire de voir les différentes solutions à quoi on peut recourir pour
minimiser cette consommation excessive et contribuer à une efficacité énergétique durable.
48
CHAPITRE IV
Gisements potentiels d’économie
d’énergie
Dans ce chapitre, on fera une approche classique sur les différents gisements d’économie
d’énergie. Cette approche consistera à vérifier les différents facteurs qui peuvent contribuer à
l’optimisation de la facture d’électricité sans influencer le processus de la production.
49
CHAPITRE IV : Gisements potentiels d’économie d’énergie
I. Amélioration du facteur de puissance (FP).
1. Généralités :
L’énergie électrique est essentiellement distribuée aux utilisateurs sous forme de courant
alternatif par des réseaux en haute, moyenne et basse tension.
L’énergie consommée est composée d’une partie “active’’, transformée en chaleur ou
mouvement, et d’une partie “réactive” transformée par les actionneurs électriques pour créer
leurs propres champs électromagnétiques. L’utilisateur ne bénéficie que de l’apport
énergétique de la partie “active” ; la partie “réactive” ne peut pas être éliminée, mais doit être
compensée par des dispositifs appropriés. L’énergie totale soutirée au réseau de distribution
sera ainsi globalement réduite. Les économies d’énergie réalisées se chiffrent par dizaines de
pour cent de la consommation globale, situant les procédés de compensation d’énergie
réactive en première ligne du combat pour la réduction de l’impact des activités humaines sur
l’écosystème de notre planète.
Toute machine électrique utilisant le courant alternatif (moteur, transformateur) met en jeu
deux formes d’énergie :
 l’énergie active
 l’énergie réactive.
L’énergie active consommée (kWh) résulte de la puissance active P(kW) des récepteurs , elle
sert à la transformation de l’énergie électrique en énergie mécanique(Travail), lumineuse,
thermique(pertes) …;
L’énergie réactive consommée (kvarh) correspond à la puissance réactive Q(kvar) des
récepteurs. Elle sert essentiellement à l’alimentation des circuits magnétiques des machines
électriques.( magnétisation des machines).
La consommation d’énergie réactive varie selon les récepteurs. La proportion de l’énergie
réactive par rapport à l’énergie active varie de :
 65 à 75 % pour les moteurs asynchrones.
 5 à 10 % pour les transformateurs.
Par ailleurs les inductances (ballast de tubes fluorescents), les convertisseurs statiques
(redresseurs) consomment aussi de l’énergie réactive.
Un facteur de puissance proche de 1 indique une faible consommation d’énergie réactive et
optimise le fonctionnement d’une installation.
Un faible facteur de puissance veut dire que le courant appelé sur le réseau est important ce
qui entraîne :
 des surcharges au niveau des transformateurs,
 l’échauffement des câbles d’alimentation,
 Des pertes supplémentaires,
 Des chutes de tension importantes.
La plupart des installations industrielles sont inductives et consomment de l'énergie réactive
Q. Cette consommation est d'autant plus grande que le facteur de puissance est faible. Pour
compenser cette absorption de puissance réactive, il faut restituer de l'énergie réactive au
réseau électrique ce qu’on appelle la compensation de l’énergie réactive.
50
CHAPITRE IV : Gisements potentiels d’économie d’énergie
2. Facteur de puissance de la station PEM :
Dans ce calcul que nous allons présenter maintenant, nous avons basé sur la méthode de
Boucherot, en fait, dans le relèvement du COS PHI nous avons appliqué cette méthode pour
les charges de chaque transformateur pour augmenter la précision du calcul.
a. Cos PHI de la station PEM moyenne tension :
Dans notre station PEM, il s’agit de 5 transformateurs HT/MT de 25MVA, trois dans le poste
électrique PJ1 assurent l’alimentation des trois files (1,2 et 3) et deux dans le poste PJ11
assurent l’alimentation des files (4 et 5).
 Bilan des puissances actives P et réactives Q – MT :
Charge Nominale : PJ1 & PJ11-MT
Tableau 4-1 : Bilan de puissance nominale
TR
TR1-PJ1
60/10Kv
25MVA
TR3-PJ1
60/10Kv
25MVA
TR2-PJ1
60/10Kv
25MVA
M
M11
Pnabs(KVA)
3937,824
Qn(KVAR)
3159,243
Sn(KVA)
In(A)
Cos(φ)
M12
4737,384
3553,038
13986,38
807,504
0,797
M31
2476,78
1728,803
Total
11151,99
8441,084
M13
4737,384
3553,038
M14
3937,824
3159,243
13986,38
807,504
0,797
M32
2476,78
1728,803
Total
11151,99
8441,084
M15
3783,492
2244,992
M16
3885,475
3117,244
11656,18
672,969
0,827
M33
1981,12
1175,527
Total
9650,086
6537,764
Valeur Moyenne
51
0.807
CHAPITRE IV : Gisements potentiels d’économie d’énergie
TR
TR2-PJ11
60/10Kv
25MVA
TR1-PJ11
60/10Kv
25MVA
M
Pnabs(KW)
Qn(KVAR)
M17
3885,475
3117,244
M18
3783,492
2244,992
M34
2471,29
1724,971
Total
10 140,26
7087,208
M19
3885,475
3117,24
M20
4738,891
3554,168
M35
2476,971
1728,937
Total
11 101,34
8400,349
Sn(KVA)
In(A)
Cos(φ)
12 371,47
714,2672
0,819
13 986,38
807,504
0,797
Valeur Moyenne
0.808
Valeur Moyenne
0.80
Mesures réelles : PJ1 & PJ11-MT
Tableau 4-2 : Bilan de puissance réelle MT
TR
TR1-PJ1
60/10Kv
25MVA
TR3-PJ1
60/10Kv
25MVA
TR2-PJ1
60/10Kv
25MVA
Pabs(KVA)
275
Cos(φ)
Réel
0,73
3477,09
3255,35
M12
324
0,75
4208,88
3711,89
M31
164
0,91
2584,91
1177,72
Total
***
****
10 270,88
8144,96
M13
324
0.78
4377,239
3511,777
M14
277
0.73
3502,38
3279,03
M32
163
0.82
2315,059
1615,921
Total
***
****
10 194,68
8406,728
M15
228
0.8
3159,26
2369,45
M16
123
0.76
1619,12
1384,611
M33
124
0.82
1761,15
1229,29
Total
***
****
6539,53
4983,34
M
I réel
M11
Valeur Moyenne
52
Q(KVAR)
S(KVA)
I(A)
Cos(φ)
13108,45
756,81
0,783
13213,8
762,89
0,771
8221,87
474,69
0,795
0.78
CHAPITRE IV : Gisements potentiels d’économie d’énergie
Q(KVAR)
S(KVA)
3224,213
3018,60
0,84
3084,436
1992,34
130
0,76
1711,27
1463,41
Total
***
****
M19
276
M20
Cos(φ)
réel
M17
I réel
(A)
255
0,73
Cos(φ)
10307,10
595,08
0,778
M18
212
M34
8019,914
6474,359
0,73
3489,736
3267,192 13265,58
765,88
0,771
324
0,78
4377,239
3511,777
M35
167
0,82
2371,87
1655,576
Total
***
****
10 238,84
8434,545
M
TR2-PJ11
60/10Kv
25MVA
TR1PJ11
60/10Kv
25MVA
Pabs(KVA)
I(A)
TR
Valeur Moyenne
0.77
Valeur Moyenne
0.77
D’après la comparaison et l’analyse de ces mesures trouvées par calcul, on constate bien que
le FP nominal est réduit d’ordre de 3% comme pourcentage de différence avec le FP réel.
a. Cos PHI de la station PEM basse tension :
Dans notre station PEM, il s’agit de 3 transformateurs MT/BT, 1 du poste électrique PJ1 et 2
du poste électrique PJ11.
 Bilan des puissances actives P et réactives Q – BT :
Charge nominale : PJ1 & PJ11-BT
Tableau 4-3 : Bilan de puissance nominal BT
TR
TR1-PJ1
10/0.66KV
400KVA
M
Pn(KW)
Qn(KVAR)
Sn(KVA)
In(A)
V.M.11
V.M.12
V.M.31
V.M.13
V.M.14
V.M.32
V.M.15
V.M.16
V.M.33
Dég.1
Dég.2
Dég.3
F1
0.55
0.55
0.55
0.55
0.55
0.55
0.55
0.55
0.55
7.333
7.333
7.333
11,458
0,4
0,4
0,4
0,45
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
5,883
5,883
5,883
9,798
110,593
96,74
53
Cos(φ)
0,807
CHAPITRE IV : Gisements potentiels d’économie d’énergie
F2
F3
C.A-B.1
C.A-B.2
C.A-B.3
C.hyd.1
C.hyd.2
C.hyd.3
Total
11,458
11,458
7.333
7.333
7.333
2
2
2
89,325
9,798
9,798
3,756
3,756
3,756
1,079
1,079
1,079
65,205
Réserve
******
*******
Chloration
135,23
101,42
Dég.4
C.Hy.4
F.4
C.A-B.4
Dég.5
C.hyd.5
F5
C.A-B.5
P3A
P3A
P2B
P2B
V1
V2
P. Lavage
Total
V.M.17
V .M.18
V.M.34
V.M.19
V.M.20
V.M.35
M.S.électrolyseur
7,333
2
11,458
7,333
7,333
2
11,458
7,333
7,333
7,333
14,666
14,666
5,333
5,333
5,333
116,25
0,29
0,30
0,41
0,29
0,30
0,41
1.2
5,883
1,079
9,798
3,756
5,883
1,079
9,798
3,756
4,736
4,736
11,766
11,766
3,722
3,722
4,2788
85,768
0,2
0,26
0,30
0,2
0,26
0,30
0,95
C1
C2
Total
3,52
2,933
10,653
2,731
2,276
7,478
TR2-PJ1
10/0.66KV
400KVA
*******
*****
*****
169,04
800
0,8
144,466
126,3
0,804
13,016
18,78
0,818
TR3-PJ1
10/0.122
630KVA
TR1-PJ11
10Kv/660v
1250KVA
TR4-PJ11
660v/400v
400KVA
Valeur moyenne – BT
54
0.80
CHAPITRE IV : Gisements potentiels d’économie d’énergie
Mesures réelles : PJ1 & PJ11-BT
Tableau 4-4 : Bilan de puissance réel BT
TR
TR1-PJ1
10/0.66KV
400KVA
M
P(KW)
Q(KVAR)
S(KVA)
V.M.11
V.M.12
V.M.31
V.M.13
V.M.14
V.M.32
V.M.15
V.M.16
V.M.33
Dég.1
Dég.2
Dég.3
F1
F2
F3
C.A-B.1
C.A-B.2
C.A-B.3
C.hyd.1
C.hyd.2
C.hyd.3
Total
0,37
0,37
0,37
0,37
0,37
0,37
0,37
0,37
0,37
4
4,1
4,8
10,1
10
10,4
6,1
5,9
5,3
1
1,1
1
67,13
0,22
0,2
0,28
0,23
0,26
0,29
0,21
0,27
0,22
3,85
3,9
3,6
8,67
9,1
9,02
5,4
5,33
4,98
0,72
0,88
0,77
58,4
I(A)
88,977
77,83
0,754
Réserve
*****
*****
*****
*****
*****
Chloration
104,8
132,63
169,04
800
0.62
Dég.4
C.Hy.4
F.4
C.A-B.4
Dég.5
C.hyd.5
F5
C.A-B.5
P3A
P3A
P2B
P2B
V1
V2
P. Lavage
4,5
4,5
9,97
4,98
4,5
4,5
9,97
4,98
4,33
4,1
10,33
9,65
3,2
3,4
3,5
3,6
0,9
8,9
3,78
3,6
0,9
8,9
3,78
4,06
3,88
9,97
9,54
2,98
3,1
3,13
111,85
97,84
0,772
Cos(φ)
TR2-PJ1
10/0.66KV
400KVA
TR3-PJ1
10/0.122KV
630KVA
TR1-PJ11
10Kv/660v
1250KVA
55
CHAPITRE IV : Gisements potentiels d’économie d’énergie
Total
V.M.17
V .M.18
V.M.34
V.M.19
V.M.20
V.M.35
M.S.électrolyseur
86,41
0,29
0,30
0,41
0,29
0,30
0,41
1,2
71,02
0,2
0,26
0,30
0,2
0,26
0,30
0,95
C1
C2
Total
2,1
2,3
7,6
1,89
2,1
6,46
TR4-PJ11
660v/400v
400KVA
Valeur moyenne – BT
9,974
14,39
0,761
0.727
D’après la comparaison et l’analyse de ces mesures trouvées par calcul, on constate bien que
le FP nominal est réduit d’ordre de 8% comme pourcentage de différence avec le FP réel.
II. Limitation du courant de démarrage :
1. Généralités :
Lors du démarrage, les courants d’appel peuvent atteindre des valeurs de courant efficace
comprises entre 5 à 8 fois la valeur nominale, alors que le couple est en moyenne de 0,5 à 1,5
fois la valeur du couple nominal. Le temps de démarrage dépend de l’inertie de la masse en
mouvement, de la vitesse de rotation finale et du couple d’accélération du moteur. Les valeurs
de la courante crête sont encore plus élevées, et peuvent atteindre 10 fois la valeur du courant
efficace nominal. Les courants d’appel élevés, combinés à l’impédance de ligne, entraînent
une chute de la tension au niveau de la ligne de distribution, en particulier pour les charges
situées à proximité du moteur. Le processus de démarrage provoque une contrainte
thermique au niveau du moteur électrique. Par conséquent, les démarrages prolongés ou
fréquents risquent d’endommager ce dernier. Une réduction excessive du courant de
démarrage, risque de trop réduire le couple et donc augmenter le temps de démarrage.
2. Aperçu sur le courant de démarrage & le nombre de démarrage de
différents moteurs de la station PEM :
Comme nous avons déjà souligné dans les chapitres précédents, la plupart des moteurs de la
station PEM fonctionnent en mode de démarrage direct.
Tableau 4-5 : Courant de démarrage et nombre de démarrage par jour MT
Moteur_MT
M11
M12
M31
M13
M14
M32
M15
M16
M33
In(A)
287,6
342
174,4
342
287,6
174,4
254
287,6
133
Id(A)
5.5In
5.5In
5.5In
5.5In
5.5In
5.5In
5.5In
5.5In
5.5In
56
Nombre de démarrage/jour
1
1
4
1
1
4
1
1
4
CHAPITRE IV : Gisements potentiels d’économie d’énergie
M17
M18
M34
M19
M20
M35
287,6
254
174
287,6
342
174,4
5.5In
5.5In
5.5In
5.5In
5.5In
5.5In
1
1
4
1
1
4
Tableau 4-6 : Courant de démarrage et nombre de démarrage par jour BT
Moteur_BT
Deg1
Deg2
Deg3
C.Hyd.1
C.Hyd.2
C.Hyd.3
F1
F2
F3
VM11
VM12
VM31
VM13
VM14
VM32
VM15
VM16
VM33
VM17
VM18
VM34
VM19
VM20
VM35
C.A-B.1
C.A-B.2
C.A-B.3
P3A
P3B
P2A
P2B
V1
V2
P.lavage
Deg4
C.Hyd.4
In(A)
13,5
13,5
13,5
3,4
3,4
3,4
13,8
13,8
13,8
4,2
0,9
1,6
1
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
6,5
6,5
6,5
6,8
6,8
13
13
4,66
4,66
4,8
7,9
13,7
Id(A)
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
57
Nombre de démarrage/jour
2
2
2
2
2
2
2
2
2
1
1
4
1
1
4
1
1
4
1
1
4
1
1
4
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
2
2
CHAPITRE IV : Gisements potentiels d’économie d’énergie
F4
M.S.électrolyseur
C1
C2
C.A-B.4
F5
C.A-B.5
Deg5
12,5
2,9
5,5
5,3
6,9
12,5
6,9
7,9
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
3In
2
1
1
1
1
2
1
2
D’après l’analyse de ce tableau on observe bien qu’il s’agit d’un même courant de démarrage
qui vaut 3.In pour les moteurs BT et 5,5.In pour les moteur MT chaque moteur ce qui entraine
une forte consommation de l’énergie tout en prenant en compte le nombre moyen de
démarrage qui vaut environ de 2 démarrages par jour.
III.
Variation de vitesse
1. Généralités
Les systèmes à moteurs électriques représentent les 2/3 de la consommation d'électricité de
l'industrie. C’est un gisement important mais qui reste peu exploité, notamment dans le
dispositif des certificats d’économies d’énergies. 30 % de l'électricité consommée notamment par les systèmes de pompage, de compression d’air ou frigorifique et de
ventilation - peut être économisée. Par ailleurs, Le prix d’achat (2%) ne représente qu’une
petite partie des coûts de la durée ou cycle de vie d’un moteur. La maintenance (3%)
représente une partie importante des coûts, toutefois, la plus grande part des coûts de
fonctionnement réside dans la consommation d’énergie (95%). Les installations comportent
des pompes centrifuges entraînées par des moteurs électriques. Elles fonctionnent soit en
débit variable, soit en débit fixe :


En débit variable, les réglages de débit se font au moyen d’organes mécaniques
installés sur les circuits hydrauliques. Ces organes dissipent le surplus d’énergie
hydraulique de la pompe et conduisent à gaspiller l’énergie électrique consommée
par le moteur ;
En débit fixe, le fonctionnement permanent de la pompe à son régime nominal n’est
pas toujours pertinent pour le circuit hydraulique et les consommations électriques
du moteur d’entraînement de la pompe peuvent être optimisées. Dans les deux cas,
on peut réaliser d’importantes économies d’énergie grâce à l’installation au contrôle
de vitesse de rotation du moteur.
Dans les applications de pompage d’eau, les moteurs asynchrones d’entraînement des
pompes centrifuges sont directement branchés sur le réseau électrique et les débits sont le
plus souvent régulés par une vanne placée sur le point de refoulement, lieu des pertes de
charge considérables. En modulant la vitesse de rotation du moteur, un autre gisement pour
réguler les débits et économiser l’énergie. Ce qui permet à la pompe de fonctionner en
fonction des besoins réels. De cette manière, elle ne tourne plus en continu mais uniquement
pour pomper les volumes d’eau requis et est arrêtée le reste du temps.
58
CHAPITRE IV : Gisements potentiels d’économie d’énergie
2. Contraintes d’application
La variation de la vitesse est un gisement économique important qui a pour but de réduire la
facture. Cependant, il existe des cas ou la variation de vitesse n’est pas toujours valable soit
c’est dû à la nature des équipements ou bien à la rentabilité du projet.
Dans notre cas, de nombreuses contraintes jouent contre l’application de la variation de la
vitesse dont on site :





Charge non constante dépendant de la marée.
Les nouveaux moteurs installés par ALSTOM sont dédiés à un usage à vitesse fixe.
Toutes variations de vitesse peuvent causer un vieillissement de la pompe.
L’absence de capteur de vitesse.
Le démarrage à vanne ouverte automatise une variation de vitesse du point de vue
hydraulique.
IV.
Optimisation de la consommation énergétique de
l’éclairage :
L’éclairage représente une part non négligeable dans la consommation d’électricité, la
puissance installée de l’éclairage est de 100KW qui représente 0.5% de la puissance installé
globale. Dans notre cas L’éclairage ne représente pas un enjeu majeur en termes d’économie
d’énergie, mais ça n’empêche de faire une étude d’efficacité énergétique articulée sur la
modernisation de la technologie de l’éclairage de l’installation ainsi que l’installation de
détecteurs et variateurs de puissance qui s’avère une source importante d’économie énergie.
Dans ce projet, on a étudié les éventuelles solutions pour économiser la consommation de
l’électricité en l’occurrence l’installation d’horloges astronomiques dans les postes électriques
et la modernisation de l’installation en utilisant la technologie LED.
1. Généralité :
Avant de commencer notre analyse, il convient tout d’abord de définir quelques notions de
base relative à l’éclairage.
a. Flux lumineux :
Le flux lumineux ou rendement lumineux est définit comme étant l’énergie lumineuse
rayonnée par seconde. C’est un débit de lumière qui traduit la puissance de la source
lumineuse en rayonnement visible.
L’unité du flux lumineux est le lumen (lm).
b. Efficacité lumineuse :
On définit l’efficacité lumineuse d’une source de lumière comme le quotient du flux lumineux
(lumens) par la puissance absorbée (watts).
L’efficacité lumineuse est mesurée en lumens par watt (lm/W).
c. Indice de rendu des couleurs :
L’indice de rendu des couleurs reflète la manière dont une source restitue les différentes
longueurs d’onde du spectre visible. Cet indice exprime la précision avec laquelle les couleurs
d’un objet seront ‘rendues’ en comparaison avec ses couleurs sous lumière naturelle. L’indice
59
CHAPITRE IV : Gisements potentiels d’économie d’énergie
de rendu des couleurs s’établit sur une échelle de 0 (médiocre) à 100 (parfait). Une source
caractérisée par un bon indice de rendu des couleurs émet une lumière contenant toutes les
couleurs (toutes les longueurs d’onde) du spectre visible, restituant ainsi la couleur réelle des
objets.
Tableau 4-7 : rendement de couleur
Indice de rendu de couleur
Rendu de couleur
80 à 100
parfait
60 à 100
Bon
40 à 60
Moyen
<40
Médiocre
d. La température de couleur :
La température de couleur d’une source lumineuse caractérise principalement la couleur de
la lumière émise et donc l’ambiance lumineuse créée. Elle s’exprime en kelvins (K) et
correspond à la température à laquelle on devrait porter un corps noir pour qu’il émette une
couleur identique à celle émise par la source.
2. Etat des lieux :
a. Inventaire des lampes :
L’alimentation de l’éclairage de la station de pompage PEM1&PEM11 est assurée par un
transformateur BT 660v/380v/220v. On va établir un bilan énergétique qui regroupe toutes
les lampes de la station de pompage PEM1&PEM11 :
Tableau 4-8 : Bilan de la consommation de l’éclairage
Types des lampes
Projecteur
Sodium
haute
pression
Projecteur
Mercure
haute
pression
Projecteur
Mercure
haute
pression
1000 W
400 W
250 W
Sodium
haute
pression
100 W
6
17
1824
BT
9
642
SALLE
RELAYAGE
13
936
LOGES TR
4
288
MT
PEM1
réglettes
simple
1*36W
Sodium
haute
pression
72W
Zone d’éclairage
GALERIES
1
DEGRILLEUR
+FILTRES
BUREAUX +
13
Lampes
4×18 W
Lampes
P (W)
42W
40
9
3454
3250
6
15
1680
SANITAIRS
EXTERIEUR
2
5
25
10250
S/Pompes
chloration
2
60
8
776
CHAPITRE IV : Gisements potentiels d’économie d’énergie
S/Commande
chloration
6
Local
compresseurs
chloration
1
S/POMPES
12
Antibeliers
3
TOTAL PEM1
2
5
MT/BT
72
26
compresseur
ANTIBELIER
216
8
5160
4
1150
4
400
54
22
133
6
4
16
23
30104
3052
LOCAL
CHARGEURS
9
648
REFECTOIR+
25
1800
COMMANDE
6
432
LOCAL
BATTERTIES
10
720
SANITAIRE+
BUREAUX
PEM11
LOGE TR
PJ1
PJ11
3
EXTERIEUR
6
1
TOTAL PEM11
12
5
216
1600
19
50
8468
HT
13
4
1104
RELAYAGE
12
4
1032
BATTERIE
1
TR
9
EXTERIEUR
1
4
5
TOTAL PJ1
1
4
5
72
4
816
3850
35
12
6874
HT
22
1584
TR
10
720
EXTERIEUR
8
4
TOTAL PJ11
8
4
2400
32
Consommation totale de l’éclairage (W)
4704
50150
Les lampes utilisées pour l’éclairage sont principalement les lampes à décharges haute
intensité en l’occurrence les lampes à vapeur de mercure et les lampes à sodium haute
intensité, tandis que les réglettes sont des tubes fluorescent. Les lampes à vapeur de mercure
sont peu utilisées, leur achat a été suspendu à cause de leurs mauvaises efficacités lumineuses
et mauvaises rendu des couleurs.
Les cases marquées en vert représentent l’éclairage de l’extérieur de la station PEM.
61
CHAPITRE IV : Gisements potentiels d’économie d’énergie
b. Commande de l’éclairage :
La commande de l’éclairage de l’extérieur de la station se fait par des interrupteurs
crépusculaires.
L’interrupteur crépusculaire est un dispositif de commande électrique qui commute
l’éclairage en fonction de la luminosité ambiante; Il se compose de :

Photorésistance : constituée d’un semi-conducteur dont la résistance varie selon
l’éclairement, elle est chargée de renseigner l’interrupteur crépusculaire de la lumière
ambiante.
 Potentiomètre : se caractérise par une vis ou molette de réglage servant à régler le
seuil de luminosité sollicité pour commander les appareils électriques.
 Contact : sert au changement d’état lorsque le seuil privilégié est franchi.
L’inconvénient de ce type de commande est sa fiabilité du déclenchement. En effet, en cas
d’intempéries par temps couvert ou en cas d’encrassement de la cellule photovoltaïque par la
poussière, l’interrupteur a tendance à se déclencher inopinément et de plus en plus longtemps
par rapport à la durée de fonctionnement nécessaire.
Vu la forte pollution de l’installation, ce type de commande n’est pas adapté. Les interrupteurs
crépusculaires se dérèglent et les lampes se retrouvent allumées en pleine journée.
Un interrupteur crépusculaire défaillant peut entrainer une augmentation de la durée
d’allumage à 5000 heures par an.
Dans ce chapitre, on a traité les différents gisements d’économie d’énergie possibles dans la
station de pompage que ce soit au niveau de l’amélioration du facteur de puissance, la
limitation du courant de démarrage, la variation de vitesse voire aussi l’optimisation de
l’éclairage.
Ce qui nous conduira au chapitre qui suit ou on va proposer des solutions pour chacun des
quatre gisements cités précédemment.
62
CHAPITRE V
Solutions proposées
Le chapitre suivant consiste à détailler des solutions classiques pour les gisements cités
précédemment. Parmi ces solutions on a proposé des batteries de condensateurs pour la
compensation de l’énergie réactive, des démarreurs progressifs pour la limitation des courants
au démarrage, des horloges astrologique et un re-lamping à base des LED pour l’optimisation
de l’éclairage.
63
CHAPITRE V : Solutions proposées
I. Compensation de l’énergie réactive :
1. Problématique et Principe :
Dans l’environnement industriel actuel, la prolifération des charges « déphasantes » sur les
réseaux de distribution électrique entraîne une dégradation du facteur de puissance.
Les conséquences de l’énergie réactive issue d‘un facteur de puissance faible sont
nombreuses:


Gaspillage de l’énergie
Augmentation de la puissance souscrite (Ps = 30MVA d’après contrat ONE-MP) au
fournisseur d’énergie, des pertes Joules et des chutes de tension dans les circuits,
 surcharge au niveau du transformateur et des câbles d’alimentation,
 Surdimensionnement et précaution au niveau des protections,
 Dégradation de la qualité de l’installation électrique.
Le facteur de puissance présente un exemple typique des projets d’amélioration technique de
la consommation électrique au sein de l’entreprise. En effet, le facteur de puissance est une
composante importante de la facture électrique Haute et Moyenne Tension des entreprises
industrielles.
Globalement l’impact économique est donc très important. La solution à tous ces problèmes
consiste à installer des batteries de condensateurs qui vont neutraliser cette énergie réactive
en s’y opposant. Ce qui permet de réduire une partie de la facture d’énergie.
Pour les raisons évoquées ci-dessus, il est nécessaire de produire l’énergie réactive au plus
près possible des charges, pour éviter qu’elle ne soit appelée sur le réseau. C’est ce qu’on
appelle “compensation de l’énergie réactive” [1]. Pour inciter à cela et éviter de sur-calibrer
son réseau, On utilise des condensateurs pour fournir l’énergie réactive aux récepteurs
inductifs. Pour réduire la puissance apparente absorbée au réseau de la valeur S2 à la valeur
S1, on doit connecter une batterie de condensateurs fournissant l’énergie réactive Qc, telle
que :
Qc= P.(tgφ2 - tgφ1). La figure ci-dessous traduit la représentation vectorielle
de la compensation.
 Avant compensation
 Puissance active P en (KW)
 Puissance réactive Q1 en (Kvar)
 Puissance apparente S1 en (KVA)
 Facteur de puissance cos𝜑1
 Après compensation avec une puissance
réactive de compensation Qc en (Kvar)
 Puissance active P en (KW)
 Puissance réactive Q2=Q1-Qc en
(Kvar)
 Puissance apparente S2 en (KVA)
 Facteur de puissance cos𝜑2
Figure 5.1 : Principe de la compensation de l’énergie réactive
L’installation d’une batterie de condensateurs de puissance Qc diminue la quantité d’énergie
réactive fournie par le réseau. La puissance de la batterie de condensateurs à installer se
calcule à partir de la puissance active de la charge (Pa en kW) et du déphasage tension courant
avant (ϕ) et après (ϕ’) compensation.
64
CHAPITRE V : Solutions proposées
2. Avantages des batteries de condensateurs :
a. Ordre économique :
 Diminution de la facture d'électricité
 Durée de vie d’une BDC est de 10 à 12 ans
b. Ordre technique [1] :
 Diminution de la section des câbles :
La puissance active transportée par un câble diminue lorsque le facteur de puissance s'éloigne
de 1. Pour une même puissance active à fournir la diminution du facteur de puissance impose
le choix de câbles de plus grande section. Voici l'impact du cos phi sur la section des câbles.
 Diminution des pertes en ligne (RI²) :
Un bon facteur de puissance permet une diminution des pertes en ligne à puissance active
constante. Les pertes wattées (dues à la résistance des conducteurs) sont intégrées dans la
consommation enregistrée par les compteurs d'énergie active (kWh) et sont proportionnelles
au carré du courant transporté.
 Réduction de la chute de tension :
L'amélioration du facteur de puissance diminue l'énergie réactive transportée et de ce fait
diminue les chutes de tension en ligne.
Les liaisons électriques entre le transformateur ou le groupe électrogène et la station de
pompage peuvent être souterraines ou aériennes.
Les câbles d'alimentation doivent être largement dimensionnées; pour des longueurs
inférieurs à 100 m, on peut admettre de 3 à 4A par mm² de section ; pour des longueurs
supérieurs, il est bon de ramener ces quantités à 1,5 et 2 A. Les chutes de tension sur une ligne
peuvent se calculer de la manière suivante :
𝒄𝒉𝒖𝒕𝒆 𝒆𝒏 % =
Avec : L
𝟑. 𝟏 × 𝑳 × 𝑰 × 𝒄𝒐𝒔∅
𝑺×𝑽
: longueur du câble (m)
I
Cosφ
S
V
: intensité (A)
: facteur de puissance du moteur
: section du conducteur en mm²
: tension (V)
En général, il ne faut guère compter pouvoir alimenter un moteur à plus de 6 à 700 m d'un TR,
les chutes de tension devenant alors trop importantes.
 Augmentation de la puissance disponible :
La puissance active disponible au secondaire d'un transformateur est d'autant plus grande que
le facteur puissance de l'installation est élevé.
 Avoir des réseaux dépollués
 Réduction des émissions de CO2.
 Elle ne demande qu'un entretien très minime
 pas de consommation d'énergie active


a. Inconvénients :
Coût élevé.
Résonance.
65
CHAPITRE V : Solutions proposées
II. Ajout des démarreurs progressifs électroniques :
1. Généralités :
Des études ont montré qu’une majorité des moteurs utilisés dans les applications
industrielles, sont contrôlés par une simple commutation électromécanique. Cela se traduit
par une usure accrue des machines puisqu’une accélération rapide produit des transitoires de
couple dangereux et des pics de courant élevés. Les démarreurs progressifs résolvent ce
problème en contrôlant le niveau de courant pendant l’accélération et la décélération. Dans
des applications où la vitesse du moteur varie, des économies d’énergie importantes peuvent
être réalisées en utilisant des variateurs de vitesse. En revanche, dans des applications à
vitesse fixe les démarreurs progressifs constituent encore la solution la plus économique.
L’objectif de ce point est de souligner les principaux avantages de l’utilisation des démarreurs
progressifs en comparaison avec les autres méthodes électromécaniques de démarrage, et de
décrire les avantages et les inconvénients de ces diverses méthodes. Dans ce point nous allons
essayer de décrire également certaines des fonctionnalités avancées que l’on peut trouver sur
les démarreurs progressifs modernes, ainsi que les conditions à prendre en compte lors du
choix et du dimensionnement des démarreurs progressifs.
Le démarreur progressif se compose de deux thyristors montés tête-bêche (ou d’un triac). En
retardant à chaque alternance la commande du thyristor, on diminue la tension efficace
appliquée au stator du moteur. En raison de sa faible plage de variation de vitesse sur un
moteur à cage standard, le démarreur progressif est habituellement utilisé pour le démarrage
des machines présentant un couple de résistance parabolique C = f(v) = α . v². Exemples :
ventilateurs, pompes. Dans ces deux exemples, il est possible de contrôler la vitesse sur une
plage de vitesse très limitée. Ce procédé de variation de vitesse est donc d'ordinaire limité aux
petites unités. L'inconvénient majeur est constitué par l’augmentation des pertes Joule dans
le rotor et dans le stator. Ceci risque d’entraîner le surdimensionnement du moteur. Enfin, le
démarreur progressif est un puissant générateur d’harmoniques.
2. Avantage des démarreurs progressifs :
Un démarrage progressif améliore les performances de démarrage des moteurs de
nombreuses manières, comme [2] :
 l’accélération progressive sans les transitoires de couple des démarreurs
électromécaniques à tension réduite,
 la tension ou le courant est appliqué progressivement, sans les transitoires de
tension et de courant des démarreurs électromécaniques à tension réduite,
 des courants de démarrage plus faibles et/ou des temps de démarrage plus courts,
car le contrôle par courant constant fournit un couple plus important à mesure que
la vitesse moteur augmente,
 le réglage simple des performances de démarrage pour s’adapter à un moteur et à
une charge spécifique.
 le contrôle précis de la limitation du courant,
 des performances cohérentes même avec des démarrages fréquents,
 Des performances de démarrages supérieurs, les démarreurs progressifs offrent
aussi des fonctionnalités non disponibles sur les autres démarreurs à tension
réduite, comme :
o l'arrêt progressif (qui contribue à éliminer les coups de béliers);
66
CHAPITRE V : Solutions proposées
o
o
o
o
o
le freinage ;
la protection du moteur et du système ;
la mesure et la surveillance ;
L’historique du fonctionnement et les journaux d’événements ;
L’intégration à un réseau de communication.
Les avantages apportés par les démarreurs progressifs pour notre système de pompage sont :




Coups de bélier réduits dans les oléoducs pendant le démarrage et l’arrêt.
Courant de démarrage réduit.
Contrainte mécanique réduite sur l’arbre du moteur.
La protection contre l’inversion de phases évite les dommages dus au fonctionnement
de la pompe en sens inverse.
3. Types de démarreurs progressifs :
Il existe différents types de démarreurs progressifs qui contrôlent le moteur de différentes
manières et qui offrent différentes fonctionnalités [2].
a. Contrôle sur une phase
Ces appareils réduisent le transitoire de couple au démarrage mais ne réduisent pas le courant
de démarrage. Aussi connu sous le nom de régulateurs de couple, ces appareils doivent être
utilisés en association avec un démarreur en ligne directe.
b. Contrôle sur deux phases
Ces appareils éliminent les transitoires de couple et réduisent le courant de démarrage du
moteur. La phase non contrôlée présente un courant légèrement supérieur à celui des deux
phases contrôlées pendant le démarrage du moteur. Ils s’adaptent bien à toutes les situations
sauf aux charges à forte inertie.
c. Contrôle sur trois phases
Ces appareils contrôlent les trois phases et offrent un contrôle optimal du démarrage
progressif. Le contrôle sur trois phases doit être utilisé pour les situations de démarrage
difficiles.
a
b
c
Figure 5.2 : Types de démarreurs progressifs
4. Méthodes de démarrage et d’arrêt progressifs :
a. Méthodes de démarrage :
Les démarreurs progressifs proposent diverses méthodes pour contrôler le démarrage des
moteurs. Chaque méthode de démarrage progressif utilise un paramètre de contrôle principal
différent. Les meilleurs résultats sont obtenus en sélectionnant la méthode de démarrage
progressif qui contrôle directement le paramètre le plus important pour l’application.
D’ordinaire, les démarreurs progressifs sont utilisés pour limiter le courant de démarrage des
moteurs ou pour contrôler l’accélération et/ou la décélération de leur charge.
67
CHAPITRE V : Solutions proposées
 Démarrage par rampe de tension :
La rampe de tension est la méthode la plus ancienne de démarrage progressif. La rampe de
tension diminue l’application de la tension, ce qui réduit le courant de démarrage. Cela réduit
le couple de démarrage et ralentit le niveau d’accélération du moteur. Les principaux
avantages de la régulation de tension sont :
 courant et couple de démarrage réduits,
 élimination des transitoires mécaniques et électriques.
Le démarrage progressif par rampe de tension n’est pas adapté aux charges à forte inertie
(comme les ventilateurs), qui exigent un niveau de tension élevé pour accélérer la charge. Les
démarrages par rampe de tension sont largement utilisés dans les démarreurs progressifs en
boucle ouverte (régulation de tension) et ne se trouvent pas couramment dans les démarreurs
progressifs en boucle fermée, qui surveillent et régulent le courant.
 Courant constant
Dans le cas d’un démarrage à courant constant, le courant augmente de zéro à un niveau
défini puis se stabilise jusqu'à ce que le moteur ait accéléré. Le démarrage à courant constant
est idéal pour les applications où le courant de démarrage doit être maintenu en dessous d’un
niveau particulier.
 Démarrage avec limitation de courant
Dans le cas d’un démarrage avec limitation de courant, le démarreur progressif délivre une
tension au moteur jusqu'à ce qu'il atteigne la valeur du courant spécifie, puis marque une
pause sur la rampe de tension. Lorsque le courant chute, la rampe de tension continue. Cela
maintient le courant de démarrage dans la limite requise, bien que la valeur réelle du courant
du moteur varie tout au long du démarrage. Cela peut être utile pour des applications telles
que les groupes turbo-alternateurs lorsque l’alimentation est limitée.
 Régulation de couple
La régulation de couple est une méthode recommandée pour obtenir une rampe de vitesse
plus linéaire par les démarreurs progressifs. En fournissant un couple d’accélération constant,
la régulation de couple permettra au moteur d’accélérer ou de ralentir d’une manière linéaire.
La régulation de couple détermine le courant et le facteur de puissance, et règle la puissance
de sortie du moteur afin que la différence de couple entre le moteur et la charge soit aussi
constante que possible. La régulation de couple est souhaitable pour les applications où :
 le couple de charge est constant (linéaire) tout au long du démarrage.
 le couple de charge est constant entre les démarrages.
 Le Contrôle progressif d’accélération
Le Contrôle progressif d’accélération est une nouvelle méthode intelligente pour contrôler un
moteur. Lors d’un démarrage par contrôle progressif, le démarreur progressif contrôle le
courant afin de démarrer le moteur dans un laps de temps spécifie et en utilisant le profil
d’accélération sélectionné.
Chaque application a un profil de démarrage particulier, fondé sur les caractéristiques de la
charge et du moteur. Le contrôle progressif d'accélération propose trois profils de démarrage
différents afin de s'adapter aux exigences des différentes applications. Le choix d'un profil
adapté au profil inhérent à l'application peut contribuer à adoucir l'accélération sur toute la
durée du démarrage. Le choix d'un profil de contrôle progressif totalement différent va plutôt
68
CHAPITRE V : Solutions proposées
neutraliser le profil de l'application. Le démarreur progressif surveille les performances du
moteur pendant chaque démarrage pour améliorer le contrôle des démarrages ultérieurs.
b. Méthodes d’arrêt :
Les démarreurs progressifs proposent diverses méthodes de contrôle pour arrêter des
moteurs. Les démarreurs progressifs sont souvent utilisés dans les applications de pompage
pour éliminer les effets nuisibles du coup de bélier. Le contrôle progressif doit être la méthode
préférée pour ces applications.
 L’arrêt roue libre
L’arrêt roue libre laisse le moteur s’arrêter naturellement, sans aucun contrôle du démarreur
progressif. Le temps requis pour s’arrêter dépendra du type de la charge.
 Arrêt par rampe de tension
La rampe de tension réduit la tension progressivement sur un laps de temps défini, il se peut
que la charge continue à être entrainée après la fin de la rampe d’arrêt. L’arrêt par rampe de
tension peut être utile pour des applications où le temps d’arrêt doit être prolongé, ou pour
éviter des transitoires sur des générateurs autonomes.
 Le contrôle progressif de décélération
Lors d'un arrêt par contrôle progressif, le démarreur progressif contrôle le courant afin
d'arrêter le moteur dans un laps de temps spécifié en utilisant le profil de décélération
sélectionné. Le contrôle progressif de décélération peut être utile pour prolonger le temps
d’arrêt des charges à faible inertie. Le contrôle progressif ne ralentit pas activement le moteur
et ne l’arrêtera pas plus vite qu’un arrêt en roue libre. Pour raccourcir le temps d’arrêt de
charges à inertie élevée, utilisez le freinage.
5. Choix des démarreurs progressifs :
a. Sélection de l'application :
Des applications différentes exigent des niveaux de courant de démarrage adaptés. Le niveau
du courant de démarrage affecte le nombre de démarrages que le démarreur progressif peut
effectuer par heure. Certains démarreurs progressifs peuvent ne pas délivrer un courant de
démarrage suffisant pour des applications extrêmes.
b. Dimensionnement du moteur :
Le démarreur progressif doit être correctement calibré pour le moteur et pour l’application.
Sélectionner un démarreur progressif dont le courant nominal est au moins égal à celui du
moteur lors de la phase de démarrage.
c. Codes d'utilisation :
Code d'utilisation AC53a : [2]
Le code d'utilisation AC53a (selon la norme CEI 947-4-2) définit le courant nominal et les
conditions d’utilisation standard pour un démarreur progressif sans circuit by-pass.
69
CHAPITRE V : Solutions proposées
Figure 5.3 : code d’utilisation AC53a
Courant nominal du démarreur : courant nominal à pleine charge du démarreur progressif,
établi à partir des valeurs des autres composantes du code d’utilisation.
Courant de démarrage : courant de démarrage maximal disponible.
Temps de démarrage : temps de démarrage maximal admissible.
Cycle de fonctionnement en charge (%) : pourcentage maximal de fonctionnement du
démarreur progressif pour chaque cycle.
Nombre de démarrage par heure: nombre de démarrages par heure maximal admissible.
Code d'utilisation AC53b :
Le code d'utilisation AC53b (selon la norme CEI 947-4-2) définit le courant nominal et les
conditions d’utilisation standard pour un démarreur progressif doté d’un dispositif bypass
(interne ou installé avec un contacteur bypass externe).
Figure 5.4 : code d’utilisation AC53b
Courant nominal du démarreur : courant nominal à pleine charge du démarreur progressif,
obtenu à partir des valeurs des autres composantes du code d’utilisation.
Courant de démarrage : courant de démarrage maximal disponible.
Temps de démarrage : temps de démarrage maximal admissible.
Temps de repos : temps minimal admissible entre la fin d'un démarrage et le début du
démarrage suivant.
70
CHAPITRE V : Solutions proposées
Figure 5.5 : Cycle de fonctionnement AC53a
d. Courants nominaux typiques des moteurs
Si aucune information précise concernant les caractéristiques de courant de démarrage du
moteur n’est à disposition, Cette information peut aider à choisir un démarreur progressif,
mais ne constitue pas une solution idéale parce que les caractéristiques peuvent varier
considérablement d’un moteur à l’autre.
III.
Solutions d’optimisation de l’éclairage extérieur de la
station :
1. Installation des Horloges astronomiques :
L’horloge astronomique permet une commande centralisée, et assure le pilotage à distance
des foyers lumineux. Elle est basée sur un calcul astronomique, connaissant la date et sa
position géographique, l’horloge calcule quotidiennement les heures crépusculaires pour
l’allumage et l’extinction de l’éclairage.
Cette solution prend en compte les changements d’heure et elle est préférable à l’interrupteur
crépusculaire puisqu’elle permet des économies d’énergie et elle est plus fiable au
déclenchement.
La durée annuelle de fonctionnement de l’éclairage commandé par une horloge astronomique
est 3800h.
Les unités de l’éclairage extérieur commandé par les interrupteurs crépusculaires ont une
puissance totale de 24,6 KW.
Tableau 5-1 : Comparaison entre la commande de l’éclairage actuel et futur
Nature de commande de l’éclairage
heure de fonctionnement annuelle
Puissance (KW)
Energie annuelle consommée (MWh)
énergie économisé (MWH)
Installation actuelle
Installation future
interrupteur
horloge
crépusculaire défaillant
astronomique
5000h
3800h
24,6
24,6
123
93,48
29,52
71
CHAPITRE V : Solutions proposées
2. La technologie LED :
La modernisation de l’installation d’éclairage peut être une source d’économie importante,
c’est dans cette perspective qu’on a choisi l’introduction de la technologie LED.
a. Présentation de la technologie LED :
La LED (Light Emitting Diode) est un système d’éclairage idéal offrant de nombreux avantage.
Elle fonctionne par recombinaison d’électrons, ceux-ci produisant de l’énergie sous forme de
lumière avec très peu de dégagement de chaleur et de rayonnements.
La LED ne comporte pas de filaments, le courant électrique passant à travers une couche de
nitrure d’aluminium et de phosphure de gallium ainsi le fonctionnement d’un LED ne nécessite
ni poudre fluorescente ni mercure.
b. Avantages de la technologie LED :
Les LED présentent plusieurs avantages par rapport autre technologies d’éclairages
traditionnels :
 Rendement lumineux : les LED permettent d’avoir un flux lumineux important, ainsi
elles permettent d’optimiser la lumière émise et de réduire la consommation
d’énergie. A l’allumage, elles atteignent immédiatement le flux lumineux maximal.
 Economie d’énergie : Grace à leurs efficacités lumineuses très élevé, les LED sont une
source d’économie d’énergie importante.
 Durée de vie : La durée de vie des LED est largement supérieur à celle des autres
technologies : jusqu’à 100 000 heures, ainsi l’achat et le remplacement d’une lampe
LED sont moins fréquent, ce qui minimise la maintenance.
 Indice de rendu de couleur : Les LED ont un indice de rendu de couleur parfait
 Fiabilité : la LED est très résistante aux dommages dus aux chocs et aux vibrations, en
comparaison avec les lampes standards. De plus, La LED présente une insensibilité aux
allumages répétés et aux basses températures.
 Protection de l’environnement : Les LED ne dégage pas de pollution lumineuse, elles
sont recyclables et ne polluent pas l’environnement puisque leurs rejet de CO 2 dans
l'atmosphère est inférieur comparé aux autres technologies.
Les solutions proposées dans ce chapitre ont comme but d’économiser l’énergie, or la
faisabilité de chaque application est liée à une étude technico-économique qui nous permet
de juger l’applicabilité et la rentabilité. Le chapitre qui suit fera l’objet des études technicoéconomiques des solutions proposées.
72
CHAPITRE VI : Etude technico-économique
CHAPITRE VI
Etude technico-économique
Dans cette partie, on évaluera économiquement les solutions proposées selon leur apport
technique, Ce qui nous amènera au calcul de la rentabilité et nous donnera une vision sur la
faisabilité de chacune des solutions.
73
CHAPITRE VI : Etude technico-économique
I. Compensation de l’énergie réactive :
La station de pompage à elle seule consomme en énergie réactive plus de 36 700 KVar entre
la moyenne et la basse tension, pour un facteur de puissance dégradé à 0,77.
L’optimisation de ce facteur de puissance à 0,93 va nous permettre de compenser 18 000 KVar
via des batteries de condensateurs.
Malgré que l’approche de la compensation de l’énergie réactive permet de réaliser des
économies d’énergie et influent aussi sur la durée de vie du matériel, la section des câbles, les
chutes de tensions dans le réseau et le surdimensionnement des transformateurs. Ce
gisement reste négligé puisque Maroc Phosphore ne se fait pas facturer sa consommation en
énergie réactive selon le contrat OCP-ONEE.
II. Faisabilité de l’application des démarreurs progressifs :
1. Calcul du temps de démarrage : [3]
La vitesse angulaire de l’arbre moteur est régie par l’équation mécanique :
𝑑Ω
𝐶 − 𝐶𝑟 = 𝐽.
𝑑𝑡
Avec :
J : moment d’inertie des parties tournantes,
C: couple délivré par le moteur,
Cr : couple résistant dû à la charge
On obtient par une intégration :
Ω(𝑡) =
𝐶 − 𝐶𝑟
𝑡 + Ω0
𝐽
Pour un démarrage, la vitesse initiale est nulle, et la vitesse nominale est atteinte au temps td
Ω0 = 0 𝑒𝑡 𝐶 = 𝐶𝑑
Figure 6.1 : Courbe des couples résistifs du moteur 2400 KW
74
CHAPITRE VI : Etude technico-économique
𝐶𝑟𝑑 = 0.083. 𝐶𝑛
𝐶𝑑 = 0.562. 𝐶𝑛
Ainsi :
Ω𝑛 =
D’où :
𝑡=
𝐶𝑑 − 𝐶𝑟𝑑
.𝑡
𝐽
𝐽
. Ω𝑛
𝐶𝑑 − 𝐶𝑟𝑑
On trouve :
𝑡𝑑2400𝐾𝑤 = 1,37 𝑠
De même on trouve :
𝑡𝑑4600𝐾𝑤 = 1,17 𝑠 et
𝑡𝑑3800𝐾𝑤 = 1,47 𝑠
2. Calcul du Gains annuel :
Pour cette pompe en moyenne il y’a 4 démarrage par jour et en sachant que la valeur minimal
du courant de démarrage permettant le bon fonctionnement d’une pompe est de 3,5×In, on
aura un gain de 2×In dû à l’application d’un démarreur progressif (5,5×In-3,5×In) et ainsi
l’énergie équivalente à ce gain en courant par jour est de :
𝐸𝑑 = (2 × 𝑛𝑏𝑟𝑒𝑑𝑒𝑚 × √3 × 𝑈 × 𝐼𝑛 × 𝑐𝑜𝑠𝜑 × 𝑡𝑑 )/3600 [Kwh/jour]
Application numérique :
𝑬𝒅𝟐𝟒𝟎𝟎 = (2 × 4 × √3 × 10 × 174,4 × 0,82 × 1,37)/3600 = 6,37 Kwh/jour
𝑬𝒅𝟑𝟖𝟎𝟎 = (2 × 2 × √3 × 10 × 287,6 × 0,82 × 1,37)/3600 = 6,34 Kwh/jour
𝑬𝒅𝟒𝟔𝟎𝟎 = (2 × 2 × √3 × 10 × 342 × 0,82 × 1,37)/3600 = 6,16 Kwh/jour

Gain annuel en énergie :
G2400 = 𝑬𝒅𝟐𝟒𝟎𝟎 ×365 = 2326,33 Kwh/an
G3800 = 𝑬𝒅𝟑𝟖𝟎𝟎 ×365 = 2314,1 Kwh/an
G4600 = 𝑬𝒅𝟒𝟔𝟎𝟎 ×365 = 2248,4 Kwh/an

Gain annuel en Dh :
C2400 = G × 0,53609 = 1247,12 Dh
C3800 = G × 0,53609 = 1240,56 Dh
C4600 = G × 0,53609 = 1205,34 Dh
Le prix d’un démarreur de 10Kv est d’environ 20 000 euros (d’après alibaba.com) soit
220 000dh, et sa durée de vie est estimée à 10 ans dans le cas d’un démarreur muni d’un
bypass. Pour notre cas, les moteurs sont adjacents donc on peut appliquer un démarreur par
file ce qui revient à un gain de 3700dh/an pour chacune des cinq files.

Temps de retour sur investissement : 220 000/3 700 = 59 ans dépassant largement la
durée de vie du démarreur.
 D’où la non rentabilité de l’application.
75
CHAPITRE VI : Etude technico-économique
III.
Gain économique des solutions d’optimisation de
l’éclairage :
1. Horloge astronomique :
L’Horloge astronomique modulaire pour la commande automatique des circuits d'éclairage
public ou tertiaire en fonction de l'heure du lever et du coucher du soleil Permet le
paramétrage de la longitude et de la latitude du lieu et Offre de nombreuses possibilités :




interruption de l'éclairage durant une plage horaire nocturne définie.
forçage temporaire ou permanent des canaux selon les besoins de maintenance
anticipation de la mise en route.
maintien avant extinction jusqu'à une heure par paliers de 15 minutes ou changement
automatique de l'heure d'été à l'heure d'hiver.
Caractéristiques techniques [21] :
Alimentation : 230 V/50-60 Hz.
Mise en œuvre : montage sur rail en tableau.
Prix public HT indicatif : 189 € (à un canal) et 303,85 € (à deux canaux).
Largeur : 2 modules.
Consommation : 6 VA à 50Hz.
Alimentation électrique : 230 V/50-60 Hz.
Compléments de gamme : logiciel de programmation (Logiflash).
Mise en œuvre : montage sur rail en tableau.
Indice de protection IP : 20.
Indice de protection IK : 03.
Classe 1, 2 ou 3 : II.
Fabricant :
L’application de deux horloge astronomique une pour le poste PJ1 et une pour le poste PJ11
contribue à un gain annuel de 29,52 Mwh d’énergie consommée qui nous permet de gagner :
P = 29,52 × 536,09 = 15 825,37 Dh/an.
Le prix d’une horloge astronomique est : 2048,58 dh ainsi l’achat de deux horloges coute :
C = 4097,17 dh.
Le retour sur investissement est : R = C/P = 0,258  3 mois
L’application est donc rentable vu que l’horloge à une durée de vie conventionnelle de 15 ans.
76
CHAPITRE VI : Etude technico-économique
2. Re-lamping LED :
Le re-lamping LED est l’action de remplacer l’éclairage existant par son équivalence en
technologies LED, tout en respectant les intensités d’éclairages et les températures des
couleurs.
Le choix des types de luminaire LED s’est effectué à partir des comparaisons des technologies
LED équivalentes aux lampes mercure et sodium existantes dans la station :
Figure 6.2 : comparaison entre la consommation d’une lampe LED par rapport à la lampe
traditionnelle
Tableau 6-1 : Consommation d’énergie après le relamping LED
Nouveaux Luminaires LED
High quality 400W
LED flood light
Prix : 4385,745 dh
Société : China LghitSky technology (CLS)
DLC Certificated Led
Flood Light, UL 200w
Led projector light
Prix : 2734,228 dh
Société : Fuzhou AOK
LED Light Co., Ltd
high lumen 100w cree
led street light LT-T031
prix : 1562,416 dh
Société : Li-tian LED
Lighitng
Consommation
d’énergie totale
(KWh)
Durée
de vie
(h)
Puissance
(W)
Nombre
de
luminaires
Puissance
totale dans
l'installation
heures de
fonctionnement
consommation
d'énergie(KWh)
50 000
400
(remplace
1000 W)
3
1200 W
3800
4560
50 000
200
(remplace
400 W)
9
1800 W
3800
6 840
60 000
100
(remplace
250 W)
72
7200 W
3800
27 360
38 760
77
CHAPITRE VI : Etude technico-économique
La consommation d’énergie de l’installation actuelle est de : 123 Mwh/an
L’implémentation des LED va nous permettre un gain annuel de 84,24 MWh d’énergie
consommée qui nous permet de gagner : P = 84,24 × 536,09 = 45 160,22 dh/an
L’investissement total des luminaires LED vaut :
I = 3×4385,745 + 9×2734,228 dh + 72×1562,416 = 150 259,239 dh
Le retour sur investissement est : R = I/P = 3,32  40 mois = 3ans et 4 mois.
On va faire l’étude de rentabilité par rapport à la durée de vie des luminaires qui vaut 50 000h
Et donc r = 50000/3800 = 13,15  les lampes durent 13 ans.
C/C : L’application est donc rentable vu que l’amortissement est de : 13,15 – 3,32 = 9,83 ans.
Parmi les solutions proposées, on conclut que le re-lamping LED via des horloges astrologiques
est rentables avec un retour sur investissement de 40 mois, tandis que le démarreur progressif
et la compensation de l’énergie réactive ne le sont pas vus que le nombre des démarrages par
jours est minimal, et que le contrat actuel entre l’OCP et l’ONEE ne tiennent pas comptes de
l’énergie réactive consommée.
78
Chapitre VII
Profit de l’énergie potentielle
de l’eau de mer
L’ensemble des gisements classique traités jusqu’à présent donne une faible rentabilité
puisque l’optimisation de l’éclairage est la seule solution applicable parmi ceux étudiées
précédemment.
Cependant, l’eau de refroidissement entrant dans le déversoir à travers les cinq files représente
un gisement d’énergie potentiel important et donc l’exploitation de l’énergie hydraulique
disponible via une transformation en énergie électrique va nous permettre d’assurer
l’alimentation de l’éclairage de l’usine ou bien l’alimentation des pompes de reprise utilisées
dans les stations de reprise REM1, REM2 ou REM3.
79
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
I. Les microcentrales hydrauliques :
Les microcentrales hydrauliques peuvent être définies comme des centrales électriques
utilisant l’énergie hydraulique pour produire de l’électricité à petite échelle. Elles sont conçues
pour couvrir des capacités nominales de quelques kilowatts à 50 mégawatts. Selon les normes
françaises, une microcentrale hydraulique signifie "Un projet produisant entre 20 kW et 500
kW"[4][5].
Cette électricité peut être utilisée pour alimenter des sites isolés (une ou deux habitations, un
atelier d’artisan, …) ou revendue à un réseau public de distribution.
Le principe de fonctionnement d’une petite centrale hydroélectrique consiste à transformer
l’énergie d’une chute d’eau en énergie mécanique grâce à une turbine, puis en énergie
électrique au moyen d’une génératrice. La puissance installée de la centrale dépend du débit
d’eau turbiné et de la hauteur de chute nette.
L'énergie hydraulique apportée par ces chutes d'eau a plusieurs avantages et inconvénients :
Avantages
 Une énergie inépuisable, verte.
 Un Rendement important.
 Une application rentable.



Inconvénients
La possibilité de cavitation.
La Maintenance.
Le cout.
L’énergie hydraulique est toujours disponible au niveau du circuit de l’eau de refroidissement
refoulé depuis la station PEM lorsque les pompes sont en service. De plus elle présente des
caractéristiques quasi-constantes (débit des pompes constant et hauteur de chute variable
par rapport à la variation de la marée) mais dans tous les cas elle permet d’avoir une puissance
hydraulique disponible suffisante au niveau du déversoir.
-
Les équipements des microcentrales hydrauliques permettent d’extraire le maximum
de puissance avec des rendements très encourageants.
Les 5 files qui représentent les conduites du circuit d’eau de refroidissement vont
constituer la majorité de constructions de la microcentrale hydraulique, ce qui va
annuler pratiquement le coût du génie civil du projet.
II. Etude technique du projet :
1. Analyse fonctionnelle du circuit d’eau de refroidissement :
L’eau de mer pompée constitue la source froide du cycle thermodynamique de base de
l’usine MP3&4. Elle est extraite de la station de pompage située dans le port.
Découpage fonctionnel :
Le schéma ci-dessous représente le schéma fonctionnel du circuit d’eau pompée de chaque
fille de la station PEM jusqu’au déversoir :
80
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
Figure 7.1 : schéma synoptique du processus de pompage
Station de pompage : Permet d’acheminer l’eau de refroidissement du bassin inferieur vers
le déversoir. Elle composée essentiellement de 5 files, chaque file comprend les
équipements suivants :





Une grille.
Une grille tournante (filtre) à deux vitesses équipée d’une pompe de lavage.
3 pompes centrifuges qui permettent de refouler 18000m3/h, 15000m3/h et
9000m3/h d’eau de mer jusqu’au déversoir pour le refroidissement de l’usine.
Un Clapet anti-retour.
Un Compresseur.
81
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
2. Caractéristiques du circuit :
Altitude et diamètre des éléments du circuit :
Figure 7.2 : prise du plan de la conduite
Dans Le tableau suivant on trouve les valeurs des diamètres de conduite et des altitudes au
niveau des points critiques de notre étude :
Tableau 7-1 : Altitude et diamètre des éléments du circuit par rapport au niveau de la réglette NGM
(niveau 0)
Point
Diamètre de
conduite (m)
Altitude (m)
Déversoir
2,5
66,152
Hauteur max de l’eau au Cheminées
d’équilibre (Hmt)
****
71,1 (files 1,2 et 5)
72,2 (files 3 et 4)
Entrée du Cheminées d’équilibre
****
42,5
Niveau de Refoulement de la pompe
2,5
4
Niveau d’aspiration de la pompe
2,5
-5,4
Niveau d’eau au bassin d’aspiration
(Marée haute)
****
1,85
Niveau d’eau au bassin d’aspiration
(Marée basse)
****
-1,6
82
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
Le niveau d’eau du bassin de tranquillisation est égal au niveau du bassin d’aspiration dont la
profondeur varie de 7,25m en marée haute à 3,65 en marée basse

Température : A l'entrée du condenseur, la température de l'eau est 21°C.
3. Modélisation hydraulique du circuit d’eau de refroidissement :
Notions théoriques :
L’eau de refroidissement est incompressible ; les frottements sont négligeables ; le régime est
permanent.
On note :
z : l’altitude d’un point d’une conduite d’eau en mètre (m).
v : la vitesse d’écoulement en m.s-1.
Q : Le débit volumique. C’est le volume de fluide qui a traversé une section droite de
la conduite pendant le temps dt. Il est exprimé en m3.s-1
p : La pression du fluide en Pa.
 Loi de conservation du débit :
En régime stationnaire, le débit-volume est le même à travers toutes les sections droites
d'un même tube de courant :
Q1 = Q2 => S1.v1 = S2.v2
 Théorème de Bernoulli :
Ecoulement (1)  (2) sans échange de travail :
On considère un écoulement permanent iso-volume d’un fluide parfait, entre les sections
S1 et S2 (figure), entre lesquelles il n’y a aucune machine hydraulique, (pas de pompe, ni de
turbine).
Soit m la masse et V le volume du fluide qui passe à travers la section S1 entre les instants t et
t+dt. Pendant ce temps la même masse et le même volume de fluide passe à travers la section
S2. Tout se passe comme si ce fluide était passé de la position (1) à la position (2).
En appliquant le théorème de l’énergie cinétique à ce fluide entre les instants t et t+dt (la
variation d’énergie cinétique est égale à la somme des travaux des forces extérieures : poids
et forces pressantes), on obtient :
𝑣2
ρ + p + ρgz = Cte
2
p est la pression statique, 𝜌𝑔𝑧 est la pression de pesanteur, ρ
𝒗𝟐
𝟐
est la pression cinétique.
Tous les termes s’expriment en Pascal.
En divisant tous les termes de la relation précédente par le produit ρg, on écrit tous les termes
dans la dimension d'une hauteur :
83
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
𝑣2
𝑝
+
+ 𝑧 = 𝐻 = 𝐶𝑡𝑒
2. 𝑔 𝜌. 𝑔
Avec :
𝒗𝟐 ′
: 𝑙 é𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑒 𝑐𝑖𝑛é𝑡𝑖𝑞𝑢𝑒 𝑝𝑎𝑟 𝑢𝑛𝑖𝑡é 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑖𝑑𝑠.
𝟐. 𝒈
𝒑
: 𝑙 ′ é𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑒 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑝𝑎𝑟 𝑢𝑛𝑖𝑡é 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑖𝑑𝑠.
𝝆. 𝒈
𝒁 ∶ 𝑙 ′ é𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑒 𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑡𝑖𝑒𝑙 𝑝𝑎𝑟 𝑢𝑛𝑖𝑡é 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑖𝑑
𝑯 ∶ 𝑙𝑎 𝑐ℎ𝑎𝑟𝑔𝑒 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒.
Ecoulement avec échange de travail :
Lorsque le fluide traverse une machine hydraulique (turbine ou pompe), il échange de
l’énergie avec cette machine sous forme de travail dW pendant une durée dt. La puissance P
échangée est P =
𝒅𝑬
𝒅𝒕
Unités : P en watt (W), E en joule (J), t en seconde (s).
P > 0 si l’énergie est reçue par le fluide (exemple : pompe).
P< 0 si l’énergie est fournie par le fluide (exemple : turbine).
Si le débit-volume est Q, la relation de Bernoulli s’écrit alors :
(
𝑉22 − 𝑉12
𝑃2 − 𝑃1
𝑃
) + (𝑍2 − 𝑍1 ) +
=
2𝑔
𝜌𝑔
𝜌𝑔𝑄
Ecoulement avec perte de charge :
L’écoulement d'un fluide réel est accompagné par des pertes de charge. Dans le cas d’une
installation ne comportant pas de machine hydraulique (pompe ou turbine) entre les points
(1) et (2) d’un circuit, on écrira la relation de Bernoulli sous la forme :
𝑉22 − 𝑉12
𝑃2 − 𝑃1
(
) + (𝑍2 − 𝑍1 ) +
= −∆ℎ
2𝑔
𝜌𝑔
En cas d’échange de travail :
𝑉22 − 𝑉12
𝑃2 − 𝑃1
𝑃𝑛
(
) + (𝑍2 − 𝑍1 ) +
=
− ∆ℎ
2𝑔
𝜌𝑔
𝜌𝑔𝑄
Δh =
𝜟𝒑
𝝆𝒈
; Δh et une hauteur qui représente l’ensemble des pertes de charge entre (1) et
(2) exprimées en mètres. Δp représente les pertes de charges en Pa.
Pn : est la puissance nette fournie par la pompe = Pu(moteur)× η(pompe)
84
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
Les pertes de charge sont deux types :


Les pertes locales ou singulières ∆HS
Les pertes réparties ou linéaires ∆HL
∆h= ∆hS +∆hL
[m]
 Les pertes de charges singulières ∆hS :
Ce sont dues aux entrées, sorties, grilles, rétrécissements, élargissements, coudes, vannes etc.
Elles varient avec le carré de la vitesse et dépendent de la géométrie de la singularité.
∆hS = K.
V²
2.g
[m] [6]
Avec :



V : vitesse de l’écoulement, en [m/s], à l’amont de la singularité
g : accélération due à la pesanteur, en [m.s-2]
k : coefficient de pertes de charge, sans unité, dépend du type de sa géométrie.
Citons les cas qu’on va retrouver pour le calcul de la hauteur chute de notre installation :
Tableau 7-2 : calculs des pertes singulières
Géomètrie de singularité
Coefficient de perte de charge
Coude
d
𝐾 = (0,131 + 1,847(
𝑑 7 𝛿
)2 )
2𝑟
90°
𝛿 = 𝑙 ′ 𝑎𝑛𝑔𝑙𝑒 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑒 𝑒𝑛 𝑑𝑒𝑔𝑟é𝑠
r
δ
Cône convergeant
La perte de charge est négligeable
Cône divergeant
2
𝜃
𝐷1 2
𝐾 = 3,2(𝑡𝑔 ( ))1,25 (1 − ( ) )
2
𝐷2
Si 𝛿> 20° il ya décollement et le
comportement est identique à
celui d’un élargissement brusque.
1
𝜃
85
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
Elargissement brusque du diamètre
1
2
𝑆1
1 𝑆1 2
𝐾 = (1 − ( )) + ( ) ( )
𝑆2
9 𝑆2
Rétrécissement brusque du diamètre
𝐾 = 0,5(1 − (
𝑉𝑡2
)
2𝑔
𝑉𝑡2
∆ℎ𝑏 = 𝐾𝑏 ( )
2𝑔
(Voir les valeurs de Kr et Kb sur
l’annexe 7)
∆ℎ𝑟 = 𝐾𝑟 (
Branchement de prise à 90°
QQt t
𝐷2 2
) )
𝐷1
Qr = Qt - Qb
Qb
𝑉𝑡2
∆ℎ𝑟 = 𝐾𝑟 ( )
2𝑔
𝑉𝑡2
∆ℎ𝑏 = 𝐾𝑏 ( )
2𝑔
(Voir les valeurs de Kr et Kb sur
l’annexe 8)
Branchement d’amenée à 90°
Qr = Qt + Qb
QQt
t
Qb
 Les pertes de charges linéaires :
Les pertes linéaires ∆hL sont les pertes par frottement entre l’eau et les parois. Elles ont lieu
dans les canaux, conduites d’amenée d’eau et conduites forcés.
Elles varient avec le carré de la vitesse et dépendent de la géométrie de la section, de la
longueur de la conduite ainsi que du matériau formant les parois.[8]
V²
L
∆ℎ𝐿
2.g
D
𝐿
∆hL = λ. . ( ) [m] et J =
Avec :





V²
= 𝜆 2.gD [9]
L : longueur de conduite considérée, en [m].
𝑽²
𝟐.𝒈
: hauteur de vitesse, en [m].
D : diamètre de conduite, en [m]
λ : coefficient de perte de charge linéaire. Il dépend du régime d’écoulement et
notamment du nombre de Reynolds Re.
J : la perte de charge part unité de longueur en (m)
86
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
Dans un régime d’écoulement laminaire : Re < 2000
(Formule de Poiseuille)
λ=
64
Re
J=
Pour une conduite circulaire, on a :
32 𝜈𝑈
.
𝑔 𝐷2
[10]
Dans un régime d’écoulement turbulent lisse : 2000< Re <105
(Formule de Blasius)
λ = 0.316.Re-0.25
Dans un régime d’écoulement turbulent rugueux : Re >105
(Formule de Blench)
λ = 0.79√
ε
D
Avec :


ε : rugosité de la surface interne de la conduite (mm)
D : diamètre intérieur de la conduite (mm)
Le nombre de Reynolds est donné par :
Re =
𝑉.𝐷
𝜈
=
𝜌𝑉.𝐷
𝜇
Avec :




𝛍
: Viscosité cinématique du fluide (m2/s). μ Viscosité dynamique (pas)
𝛒
V : vitesse moyenne d’écoulement à travers la section considérée en (m/s)
D : Diamètre de la conduite ou largeur de la veine fluide en (m)
μ : est égale à 1,07.10-3 (kg.m-1.s-1) pour l’eau de mer à une température de 21 °C
𝜈=
Les rugosités des conduites sont données dans le tableau de l’annexe 9
La chute :
 la chute brute :
La chute brute représente l'énergie totale à disposition entre l'entrée et la sortie de
l'aménagement.
Tout au long du trajet de l'eau en amont de la turbine, l'énergie totale, mesurée par rapport
au plan d'eau aval, se décompose comme suit :
𝐻𝐵 = ∆𝑍 +
Avec :


∆𝑃
∆𝑣²
+
+ 𝛴𝛥𝐻
𝜌. 𝑔
2. 𝑔
[𝑚]
∆Z : hauteur (énergie potentielle), en [m]
∆𝒑
𝝆𝒈
: hauteur de pression, en [m] (p est la pression relative, sur ou sous pression,
mesurée par rapport à la pression atmosphérique).
87
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer




∆𝑽𝟐
𝟐𝒈
: hauteur de vitesse (énergie cinétique), en [m]
g : accélération du à la pesanteur = 9,81 [m.s-2] (intensité de pésenteur à El jadida
qui est pratiquement égale à celle de Jorf Lasfar. [14]
𝞺 : masse volumique de l’eau = 1025 [kg/m3]
ΔH : pertes de charge, en [m]
 La chute nette HN :
La chute nette représente l’énergie effective à la disposition de la turbine, mesurée entre
l’entrée et la sortie de la machine.
Elle se calcule en déduisant de la chute brute :
-
Les pertes de charge à l’amont et à l’aval de la turbine ∆H.
-
l’énergie cinétique résiduelle qui est perdue à la sortie de la turbine
HN = HB – Σ∆ℎ -
La chute nette disponible est donc :
V²
𝑽²
𝟐.𝒈
.
[m]
2.g
Pour les microcentrales hydrauliques la perte de l’énergie cinétique résiduelle est négligée
ce qui donne la formule suivante :
HN = HB – Σ∆ℎ
Avec Hb la hauteur de chute brute.

𝐻𝑁 = ∆𝑍 +
∆𝑃
𝜌.𝑔
+
[m]
∆𝑣 2
2.𝑔
[𝑚]
La puissance hydraulique :
La puissance hydraulique Phyd c’est l’énergie dE échangée par le fluide et la machine
hydraulique pendant une durée dt :
Phyd =
𝑑𝐸
𝑑𝑡
L’équation de Bernoulli s’écrit sous forme :
∆𝑣²
∆𝑃
𝑃
+
+ ∆𝑍 =
− 𝛥ℎ
2. 𝑔 𝜌. 𝑔
𝜌𝑔𝑄
Avec :
P : la puissance fournie ou reçue par le fluide.
D’où :
P = ρgQ(Hn + ∆h)
Avec :
P = Phyd + Pdissipé
Pdissipé = 𝞺.g.Q.Δh
Phyd =𝞺.g .Q.Hn
P : puissance, en [W]
Q : débit en [m3/s]
Hn : chute nette, en [m]
88
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
𝞺 : masse volumique de l’eau = 1025 [kg/m3]
g : accélération due à la pesanteur, en [m.s-2]
4. Evaluation du potentiel hydraulique du rejet d’eau de refroidissement :
a. Choix de l’emplacement de la microcentrale :
Vu que le circuit de circulation en question n’a pas comme rôle principal l’installation d’une
microcentrale hydraulique. L’étape de choix de l’emplacement de la turbine hydraulique
s’avère très critique puisqu’on doit au même temps exploiter la plus grande puissance possible
avec le minimum coût tout en protégeant le fonctionnement des pompes de toutes les
perturbations éventuelles. Notre décision doit être précédée d’une analyse qui prend en
considération l’effet sur les trois facteurs suivants :
-
Le coût de l’installation.
La productivité de la microcentrale hydraulique.
La perturbation du fonctionnement des pompes.
D’après le théorème de Bernoulli, la puissance hydraulique disponible reçue par la turbine
(proportionnelle au produit ρgQ) va croître considérablement si on augmente la chute.
De plus, pour toutes les files nous n’avons pas l’accès à tous point du circuit de circulation sauf
au point de sortie de chaque file qui est le point de rejet dans le déversoir. D’où on va turbiner
au niveau des sorties des cinq files.
b. Calcul des pressions en amont et en aval de la turbine :
 La situation du problème :
L’eau de mer est de masse volumique ρ = 1025 Kg/m3, D’après le laboratoire chimique de
MP3&4 cette valeur ne connaît pas de fluctuation vis à vis l’état de la marée. L’eau pompé
circule dans des conduites de béton armé de rugosité Ɛ = 2,15 mm (Annexe 9), de diamètre
D= 2500 mm et de longueur de L= 1988,69 m dès le refoulement des pompes jusqu’au
déversoir.
La figure suivante présente l’ensemble de circuit d’eau, ainsi les points d’entrées et de sorties
d’eau :
89
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
Figure 7.3 : Schéma de Pompage Eau de Mer pour une file
 Calcul les pertes de charges :
D’après le schéma précédant, la tâche suivante consiste à calculer les différentes pertes de
charge linéaires et singulières. Les pertes de charges dépondent de la vitesse et puis du débit.
Pour un débit maximal Qv = 42000 m3/h (trois pompes fonctionnelles par file : 18000+15000+
9000), les pertes de charges sont représentées dans les tableaux suivants :
Tableau 7-3 : Nombres de coudes et longueurs pour chaque File
File
Coudes (𝛿(°) ; r(m)) Pompes
Cheminé
(18,31° ; 1,25m)
1
1
1
1
1
1
2
3
4
5
Longueur Cheminé
Déversoir
(m)
Pas de coudes
146,3
146,3
146,3
146,3
146,3
***
***
***
***
***
Tableau 7-4 : Nombres de coudes et longueurs pour chaque File
File
1
2
3
4
5
ΔhS(m)
Δhcoudes(m)
Δhcheminé(m)
0,115
0,115
0,099
0,105
0,115
0,402
0,402
0,347
0,365
0,402
90
ΔhL(m)
Δh (m)
0,390
0,390
0,336
0,353
0,390
0,908
0,908
0,783
0,824
0,908
Longueur (m)
1842,39
1842,39
1842,39
1842,39
1842,39
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
Tableau 7-5 : les pertes de charges linéaires et singulières entre cheminées et déversoir
File
ΔhS(m)
1
0
2
0
3
0
4
0
5
0
Calcul des pressions de sortie :
ΔhL(m)
Δh (m)
4,912
4,912
4,234
4,456
4,912
4,912
4,912
4,234
4,456
4,912
Appliquons pour la file 1 le théorème de statique des fluides dans un système réel entre le
point O (niveau d’eau dans le bassain d’aspiration) et le point d’aspiration A pour le cas d’une
marée basse (niveau des essaies nominales) :
𝑃𝐴 − 𝑃𝑂
= 𝑔(𝑍𝐴 − 𝑍𝑂 )
𝜌
Et puisque 𝑉𝑂 ≈ 0 (le bassin est tranquillisé) , 𝑃𝑂 = 1 𝑎𝑡𝑚 ≈ 1 𝑏𝑎𝑟 ≈ 105 𝑃𝑎 donc ∆ℎ = 0
(pas de pertes de charges ).
Les manomètres indiquent la pression absolu tel que : Pabsolu = Prelative - 105, donc dans tout
nos calculs on va considirer que les pressions absolues. On aura :
𝑃𝐴 = 𝑃𝑂 − 𝜌𝑔(𝑍𝐴 − 𝑍𝑂 )
𝑃𝐴 = 38 209,95 (pa) = 0, 3820995 (Bar)
A.N :
Maintenant on va s’interesser à la partie entre l’aspiration et la sortie des conduites;
l’existence de la pompe implique la prise en considération de la puissance mécanique
échangée entre le fluide et les pompes et donc en appliquant le théorème de Bernoulli
généralisé dans un système réel entre le point d’aspiration A et le point D à la sortie des
conduite on trouve :
𝑉𝐷2 − 𝑉𝐴2 𝑃𝐷 − 𝑃𝐴
𝑃𝑛
+
+ 𝑔(𝑍𝐷 − 𝑍𝐴 ) = −𝑔∆ℎ +
2
𝜌
𝜌. 𝑄𝑉
Avec Pn est la puissance absorbée par la pompe :
Pn =
𝑄×𝐻𝑚𝑡
75×𝐻𝑛
(en CV) or 1 Kw = 1,36 CV, donc : Pn =
𝑄×𝐻𝑚𝑡
75×𝐻𝑛×1,36
Avec : Q le débit en (l/s) et Hn est le rendement par rapport à la hauteur manométrique Hmt.
Or, la conduite est uniforme donc le débit reste constant ainsi que la section d’où : 𝑉𝐴 = 𝑉𝑆
On aura :
𝑃𝐷 = 𝑃𝐴 − 𝜌𝑔(𝑍𝐷 − 𝑍𝐴 ) − 𝜌𝑔∆ℎ +
A.N :
𝑃𝐷 = 50 388,28 (Pa)
91
𝑃𝑛
𝑄𝑉
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
Le tableau suivant résume les valeurs de la pression au bout de chaque fille (lieu de
l’installasion des turbines ) pour une marée basse (niveau 1,6 m au dessous de la réglette
NGM)
Tableau 7-6 : les valeurs de la pression entre l’entrée et la sortie de chaque file
File
1
2
3
4
5
ΔhS(m)
0,518
0,518
0,447
0,470
0,518
ΔhL(m)
5,302
5,302
4,570
4,810
5,302
Δh(m)
5,821
5,821
5,017
5,280
5,821
pA(Pa)
38 209,95
38 209,95
38 209,95
38 209,95
38 209,95
Prefoulement (Pa)
740 000
740 000
740 000
740 000
740 000
PD (Pa)
50 388,28
50 388,28
47 958,31
48 377,45
50 388,28
5. Hauteur de chute et puissance disponible :
L’expression de la hauteur de chute nette s’écrit sous forme :
∆P ∆V 2
Hn = |∆Z +
+
|
ρ. g
2g
Hauteur équivalente d'eau
z1
z2- z1
Chute nette
Hn
z2
Hauteur piézométrique
p2 - p1 / g
h
Pertes de charge
D1 = D 2 => v1 = v2=> ( v1- v2) / 2g = 0
x
Figure 7.4 : la hauteur de chute nette
On va calculer la chute entre le niveau supérieur de l’eau dans la cheminé et le niveau
inférieur au déversoir :
[(2,376)2 −(0)2 ]
[( 𝟓𝟎 𝟑𝟖𝟖,𝟐𝟖 )−(𝟎 )]
A.N : Hn = |66,152-65,2789 +
+
| = 6,17 m
2×9,81
1025×9,81
La puissance nette reçue par les turbines est donnée par la relation suivante :
Pdisp = Hn × ρgQ = 6,17 × 1025 × 9,81 ×
Pélec = Pdisp ×
42 000
3600
= 724,04 Kw
ηTurbine× ηGéneratrice = 583.86 Kw avec : ηTurbine = 0,84 et ηGéneratrice = 0,96
Le tableau suivant résume les hauteurs de chute et les puissances hydrauliques :
92
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
Tableau 7.7 : les hauteurs de chute et les puissances hydrauliques
File
Δh
Zc (m)
Pc (Pa)
PD (Pa)
Hn
Pdisp(Kw)
Pélec (Kw)
1
(m)
5,821
65,27
0
50 388,28
(m)
6,17
724,04
583,86
2
5,821
65,27
0
50 388,28
6,17
724,04
583,86
3
5,017
67,18
0
47 958,31
3,98
434,35
350,26
4
5,280
5,821
66,91
65,27
0
0
48 377,45
50 388,28
4,30
6,17
480,95
724,04
387,83
583,86
5
6. Etude de la sensibilité :
L’objectif de cette étude est d’analyser le changement des performances hydrauliques en
fonction des conditions hydrologiques qui les contrôlent. Ceci est utile pour savoir si la
centrale peut toujours fournir la puissance suffisante à la charge en question et pour
dimensionner l’installation d’une manière à s’adapter le plus possible à ces changements.
A l’aide des formules citées dans le tableau ci-dessous, il est possible de calculer les nouvelles
caractéristiques d’une turbine construite pour un site donné et déplacée sur un autre, de
chute différente. [15]
Tableau 7-7 : Lois de similitudes en hydraulique pour le changement de caractéristique de
fonctionnement d’une turbine
Chute (m)
H1
H2
Débit (m3 / s)
Q1
Q2 = Q1(H2/ H1)1/2
Vitesse de rotration (tr / min)
Ω1
Ω2 = Ω1(H2/ H1)1/2
a.
Etude de sensibilité par rapport au changement de l’état de la marée au niveau
de l’aspiration :
La marée affecte la pression en aval de la turbine. Lorsque la marée est haute, le niveau d’eau
dans le bassin d’aspiration augmente à 1,85 m au-dessus de NGM et puis la pression au bout
du bassin d’aspiration (couvert par l’eau) augmente et par conséquent celle à côté de la
turbine en aval, Par contre si la marée est basse, la pression a l’aspiration diminue vu que le
niveau de l’eau descend à -1,6 m au-dessous de NGM, ce qui affecte la pression à l’entrée du
déversoir.
Dans le tableau suivant, on recalcule les puissances hydrauliques et les hauteurs de chute pour
les cas des marées hautes et moyennes tel que Le symbole MAX correspond au cas où la
puissance est maximale (marée haute), le symbole Moy correspond au cas où la puissance est
moyenne (marée moyenne) :
Tableau 7-8 : les Hauteurs de chute et les puissances disponibles et électriques en cas des marées
hautes et moyennes
File
1
2
Max
Δh (m)
PA (Pa)
PD (Pa)
5,821
72 900,56
85 078,89
9,62
1128,76
910,23
54 298,35
66 476,68
911,74
735,22
72 900,56
85 078,89
7,77
9,62
1128,76
910,23
54 298,35
66 476,68
7,77
911,74
735,22
Moy
Max
Moy
5,821
93
Hn (m) Pdisp (Kw)
Pélec (Kw)
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
3
4
5
Max
5,017
Moy
Max
5,280
Moy
Max
Moy
5,821
72 900,56
82 648,92
7,43
810,17
653,32
54 298,35
64 046,71
5,58
608,65
490,81
72 900,56
83 068,06
7,75
866,40
698,66
54 298,35
64 465,85
659,71
531,99
72 900,56
85 078,89
5,90
9,62
1128,76
910,23
54 298,35
66 476,68
7,77
911,74
735,22
b. Etude de sensibilité par rapport au nombre de pompes utilisées :
Dans la station PEM, le processus de pompage se fait suivant la demande des consommateurs
d’eau de mer, cependant l’ordre de commande de démarrage ou d’arrêt des pompes est
communiqué depuis la station de reprise d’eau de mer REM1 qui communique à son tour
avec les deux stations REM2 et REM3. On trouve pour chaque file le débit varie de 18.000m 3/h
à 42.000m3/h.
Dans le tableau suivant, pour une marrée basse, on recalcule les puissances hydrauliques et
les hauteurs de chute pour le cas où le débit est maximal ou bien minimal suivant le nombre
de pompes fonctionnelles :
Tableau 7-9: les Hauteurs de chute et les puissances disponibles et électriques en fonction des
pompes fonctionnelles
File/Q(m3/h)
1
2
3
4
5
V (m/s)
Δht (m)
18000
1,018
1,06
18000+9000
1,52
2,38
18000+15000
1,867
3,59
18000+15000+9000
2,376
5,82
18000
1,018
1,06
18000+9000
1,52
2,38
18000+15000
1,867
3,59
18000+15000+9000
2,376
5,82
15000
0,848
0,74
15000+9000
1,358
1,90
15000+15000
1,697
2,96
15000+15000+9000
2,206
5,017
15000
0,848
0,74
15000+10000
1,414
2,04
15000+15000
1,697
2,96
15000+15000+10000
2,263
5,28
18000
1,018
1,06
18000+9000
1,52
2,38
18000+15000
1,867
3,59
18000+15000+9000
2,376
5,82
PA (Pa)
38 209,95
38 209,95
38 209,95
38 209,95
38 209,95
PD (Pa)
Hn (m)
Pdisp (Kw)
Pélec (Kw)
44
(m/s)
0,604
30,37
24,49
552,01
45
423,53
46
2,06
156,06
125,85
3,46
319,79
257,88
713,47
50
388,28
44
6,17
0,604
724,04
583,86
30,37
24,49
45
552,01
423,53
46
713,47
50
2,06
156,06
125,85
3,46
319,79
257,88
6,17
724,04
583,86
388,28
44
299,09
44
0,864
36,21
29,20
0,40
26,94
21,72
733,68
45
486,21
47
1,59
133,38
107,56
3,98
0,864
434,35
36,21
350,26
958,31
44
299,09
44
0,56
39,16
31,58
814,7
45
486,21
48
1,59
133,38
107,56
4,30
0,604
480,95
387,83
30,37
24,49
2,06
156,06
125,85
3,46
319,79
257,88
6,17
724,04
583,86
377,45
44
552,01
45
46
423,53
50
713,47
388,28
94
29,20
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
c. Etude par rapport au changement de température :
Le tableau suivant donne les variations de la température de l’eau de mer au niveau du bassin
de tranquillisation de :
Tableau 7-10 : Variations de la température de l’eau de mer du bassin de tranquillisation
Mois
Sep
Oct Nov
Dec
Jan
Fev
Mar
Avr
Mai
Jun
Jul
Aou
Température
22,3 19,4 16,1 13,6 12,3 13,4 15,0 16,1 18,4 21,0 23,3 23,5
(°C) moyenne
l’augmentation
de la température déminue la viscosité du fluide [annexe 10]. Ce qui génère
(°C)
une
variation sur le nombre de Reynolds qui est proportionelle au terme de pertes de charges
lineaire .
Le calcul de nouveau Re, en se basant sur les valeurs minimale et maximale de la température
(de viscosité de l’eau) reste toujours superieur à 105.
Donc on conclut que la température n’affecte pas pratiquement notre système hydraulique.
III.
Dimensionnement de la Microcentrale Hydraulique :
Dans cette partie, on va d’abord définir les éléments constituant la MCH, puis on va choisir ses
équipements suite à une étude technique et économique détaillée :
1.
Les ouvrages du génie civil :
Pour le cas de notre MCH, les ouvrages principales de génie civil sont : les conduites d’eau de
refroidissement.
2.
Les turbines hydrauliques :
Les principaux composants électriques et mécaniques d’une petite centrale sont la turbine et
la génératrice qui peuvent être en plusieurs exemplaires.
Différents types de turbines ont été conçues afin de s’adapter à tous les types de sites
hydroélectriques se trouvant dans le monde. Les turbines utilisées dans les petites centrales
sont des versions réduites de celles qui équipent les grandes centrales classiques.[16]
Deux catégories principales de turbines se distinguent :


Celles utilisées dans les centrales à hauteur de chute faible ou moyenne sont
généralement du type " à réaction ", comme les turbines Francis et les turbines à hélice
à pales fixes et variables (Kaplan). Elles utilisent à la fois la vitesse de l’eau (énergie
cinétique) et une différence de pression (énergie de pression).
Les turbines dites " à action " telles que la turbine Pelton, Banki et cross flow qui sont
utilisées pour les hautes chutes.
Pour dimensionner la turbine, il est recommandé de suivre les étapes suivantes :
Choix de la turbine :
Après avoir relever les caractéristiques mécaniques de la ressource hydraulique à turbiner, à
savoir : la hauteur de chute nette et le débit,pour chaque file on trouve que le débit varie de
18 000 m3/h à 42000 m3/h et les hauteurs de chute connaîssent des variations entre 4,656 et
6,039 mètre pour chacune des cinq files.
L’abaque de la figure ci-dessous permet de présélectionner un type de turbine en fonction de
la hauteur de chute et du débit :
95
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
Figure 7.5 : Domaine d’utilisation des différents types de turbines
Pour les marges des hauteurs de chute qu’on dispose, les turbines les plus optimales doivent
être de type Kaplan. C’est une turbine hydraulique à réaction axiale, utilisée généralement
pour des basses chutes de 2 à 40 m. La turbine Kaplan comporte une roue à pales mobiles et
ajustables pour atteindre un rendement optimal. Si les aubes du distributeur sont mobiles, on
parle alors de turbine "à double réglage". Si ils sont fixes, on dit qu’elle est "à simple réglage".
Une hélice ne peut capter que l'énergie cinétique du fluide et ne capte donc pas directement
l'énergie potentielle de la hauteur de fluide. Notre énergie hydraulique étant composée
d'énergie de hauteur et d'énergie cinétique, il nous faudra convertir l'énergie de hauteur en
énergie cinétique avant de passer dans l'hélice. C'est le rôle du distributeur qui utilise la
pression générée par la hauteur pour contraindre le fluide à traverser ses ailettes orientées
de manière à générer un tourbillon. L'énergie de hauteur est ainsi transformée en vitesse
tangentielle.[18]
On conclu que la turbine la plus adaptée est une Kaplan à double réglage.
Figure 7.6 : illustration de la roue d’une turbine de type Kaplan

Deteminer la vitesse specifique :
Les différents types de turbines sont classés en fonction d’un seul paramètre, dérivé des lois
de similitude, la vitesse spécifique.
Il est particulièrement important de noter que les tests sur le modèle et les développements
de laboratoire sont les seuls moyens de garantir le rendement des turbines industrielles et
96
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
leur comportement hydrodynamique. Toutes les règles de similitude sont strictement définies
dans les normes internationales CEI 60193 et 60041.
Aucune garantie ne peut être acceptée si elle n'est pas conforme à ces règles et normes.[19]
Selon ces normes, la vitesse spécifique est définie par :
nQE =
n. √Q
E
3⁄
4
Avec :
n : La vitesse de rotation de larbre de la turbine en tr/s.
E = gHn : L’énergie hydraulique massique en disposition de la trbine en J/Kg.
Pour une turbine Kaplan nQE doit vérifier 0,19 ≤ nQE ≤ 1,55. [19]

Le diametre de la roue :
Le diamètre de la roue est donné par la relation : [19]
De = 84,5 . (0,79 + 1,602. nQE )
√Hmin
60. n
Figure 7.7 : les rayons interne et externe de la roue
On choisit le diamètre minimum possible de telle façon qu’il soit disponible chez un
fournisseur et qu’il respecte le critère de non cavitation.
On a :
3⁄
4
n
(gHn )
=
nQE
√Q
Donc pour les cinq files (cas de marée moyenne et un débit moyen) :
Tableau 7-11 : rapports de la vitesse de rotation sur la vitesse spécifique
file 1
file 2
file 3
file 4
file 5
Hn (m)
6,17
6,17
3,98
4,30
6,17
n/nQE
6,35
6,35
4,75
4,96
6,35
97
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer

Critéres de non cavitation de turbine :
Contrairement à l'évaporation qui voit la vapeur se former par augmentation de la
température d'un liquide à pression constante, la cavitation est un phénomène de
vaporisation à température constante et pression variable.
La cavitation est caractérisée par le coefficient de cavitation σ (coefficient de Thoma), ce
coefficient est déteriminé par des essais sur modèle réduit en laboratoire. Sa valeur est fournie
par le constructeur de la turbine. Les relations ci-dessous sont les résultats d'études
statistiques et permettent d'estimer, en première approche, la valeur de σ en fonction de la
vitesse spécifique nQE pour les turbines kaplan :
la valeur de la cavitation σ en fonction de la vitesse spécifique nQE pour les turbines kaplan :
[19]
σ = 1.5241. nQE1.46 +
V2
2. g. Hmin
L’équation suivante vérifie la cohérence entre la vitesse spécifique n QE et les limites de
cavitation [19]:
nQE ≤ 0.686 . σ0.5882
On choisit des valeurs de diamètre disponibles chez les fournisseurs de façon que les turbines
répondent aux exigences comme la non cavitation.
Prenons l’exemple de la file 1 :
De = 84,5 . (0,79 + 1,602. nQE ).
√Hmin
60. n
On remplace Hmin par sa valeur et la vitesse spécifique par sa relation avec n.
2,76
De =
+ 0,88
n
On trouve un fournisseur qui produit une turbine avec le diamètre 1,3m. J’ai essayé de
minimiser le maximum possible le diamètre mais tout en respectant la condition de non
cavitation.
Cela implique que la vitesse n à comme valeur :
n =
2,76
De −0,88
nQE =
=
n
6,17
2,76
1,76−0,88
=
3,148
6,17
98
≃ 3,148 (tr/s)
≃ 0,495
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
Tableau 7-12 : Vitesse de rotation des turbines pour les hauteurs de chute minimales
Vitesse de rotation
(tr/min)
Vitesse spécifique
(S.I)
Diamètre externe
De (m)
File 1
File 2
File 3
File 4
188,89
188,89
164,16
169,29
0,495
0,495
0,5757
0,567
File 5
188,89
0,495
1,76
On remarque que les vitesses spécifiques respectent la marge des turbines Kaplan.
Vérifions la non cavitation des turbines :
On prend comme exemple la File 1 :
1,46
σ = 1,5241 ∗ 0,495
(2,376)2
+
≃ 0,593
2 ∗ 9,81 ∗ 6,1719
Cette équation vérifie la cohérence entre la vitesse spécifique nQE et les limites de cavitation :
nQE ≤ 0.686 . σ0.5882
nQE = 0,495 et 0,686 ∗ 0,4950,5882 = 0,504
Pour les cinq Files, les limites de cavitation sont données par le tebleau suivant :
Tableau 7-13 : le coefficient de cavitation et la vitesse spécifique pour les 5 files
File 1
File 2
Le coefficient de cavitation 𝜎
0,593
0,593
0,22470 0,23235
0,593
0.686 . 𝜎 0.5882
0,504
0,504
0,5759
0,568
0,504
0,495
0,495
0,5757
0,567
La cohérence entre la vitesse spécifique et les limites de cavitation existe.
0,495
vitesse spécifique nQE
File 3
File 4
File 5
3. Choix du générateur :
Une fois mise en mouvement une turbine entraîne directement ou par l’intermidaire d’un
multiplicateur un générateur de courant, qui transforme l’énergie mécanique disponible sur
l’arbre en énergie électrique.
Dans ce paragraphe on va dénombrer les types de génératrices qu’on peut installer dans notre
microcentrale hydraulique en décrivant la structure générale de la microcentrale pour chaque
type de génératrice.
Il existe trois types de générateur :



Générateur à courant continu .
Générateur synchrone .
Générateur asynchrone .
99
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
a. La génératrice à courant continu :
La production du courant continu n’est envisageable que dans certains cas et pour des petites
puissances. Elle est envisageable si l’énergie produite est pour l’usage domèstique comme
l’éclairage en courant continu. Elle présente l’avantage du coût faible des dynamos et que
l’énergie produite peut être stockée dans des batteries. Si on opte pour cette production, on
aura la structure suivante :
Figure 7.8 : Schématisation avec génératrice à courant continu
Le courant continu produit par les génératrices à courant continu est d’abord converti par des
hacheurs qui donnent en sortie des tensions continues fixes et adaptées à l’entrée de
l’onduleur pour fournir la tension 220V/380V, nécessaire pour le fonctionnement de la charge.
Les hacheurs sont dimensionnés pour suppoter la puissance maximale produite par les
génératrices à courant continu tandis que l’onduleur est dimensionné pour supporter la
puissance de la charge (600 kW).
b. La génératrice synchrone :
La génératrice synchrone est la plus utilisée pour générer une tension alternative sinusoïdale.
Pour fournir une fréquence constante, il faut un système de régulation mécanique du débit
d’eau permettant de maintenir une vitesse constante de la turbine. Le rendement hydraulique
global est diminué du fait des pertes de charge introduites par la vanne de régulation. Aussi,
le système de production à base des génératrices synchrones nécessite un système de réglage
des caractéristiques d’énergie électrique (tension, fréquence…). Enfin la génératrice
synchrone a de bons rendements, mais son prix pour les faibles puissances est moins
intéressant que les autres types de générateurs.
100
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
Figure 7.9 : Schématisation avec génératrice synchrone
c. Génératrice asynchrone :
C’est la génératrice la plus répandu dans l’industrie éolienne et les petites centrales
hydrauliques, car elle est simple de construction, robuste et d’un coût avantageux. Il faut des
capacités d’auto excitation pour magnétiser la machine, et le fonctionnement ne peut se faire
qu’avec une plage de vitesse restreinte. Par conséquent, les charges utilisées ne doivent pas
être exigeantes en tension et en fréquence.
On opte pour la génératrice asynchrone pour les raisons suivantes : [5]





Elle est robuste et peu onéreuse par rapport à d’autres types de génératrices.
Elle a des caractéristiques mécaniques qui la rendent très appropriée pour la
conversion hydraulique (glissement de la génératrice ainsi qu’une certaine capacité
de surcharge).
Elle a des grands rendements quand il s’agit d’installation à petite puissance.
Elle est simple, fiable, légère, et demande un minimum de maintenance.
Pour les microcentrales hydroélectriques utilisant les génératrices à courant continu
ou synchrone, le générateur a besoin d’un système d'excitation indépendant …etc.
Vu que les génératrices asynchrones à cage d’écureuil ne présentent aucune possibilité de
régulation de tension, et qu’on ai censé synchroniser nos cinq génératrices, la structure de la
MCH va comporter cinq redresseurs permettants de convertir les tensions alternatives
générées par les GAS en une tension continue d’une valeur fixe. Le bus continu permet de
filtrer la tension redressée qui serait convertie en tension alternative ayant les caractéristiques
appropriées pour le fonctionnement de la charge.
Voici le schéma montrant le cablage d’une génératrice asynchrone :
101
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
Figure 7.10 : Schématisation avec génératrice asynchrone
4. Dimensionnement des génératrices :
Le calcul des vitesses de rotation des turbines hydrauliques a montré la nécessité d’utilistion
des multiplicateurs de vitesse. On vise à minimiser au maximum le rapport de multiplcation
pour des raisons économiques et pour avoir une marge de rotation d’arbre de la génératrice
plus restreinte. Pour ces raisons, on s’oriente vers des machines asynchrones à grand nombre
de pôles. Ces génératrices sont recommandées pour la génération d’électricité à vitesse
d’entaînement faible (énergie éolienne et hydroélectricité).
Des génératrices de nombre de pôles égale à 24 semblent exemplaires pour notre cas. En
réalité les contraintes techniques et économiques (coût élevé et énorme masse pour la
génératrice à 24 pôles) imposent l’utilisation d’une génératrice asynchrone à 4 paires de pôles
on choisit la machine à 8 nôbre de pôles, vitesse nominale de 750 tr/min.
Pour éviter les surcharges, on dimensionne la puissance nominale de la génératrice suivant :
Pn = Pmax * ηt*ηg
Avec :
Pmax : la puissance maximale à larbre de la génératrice.
ηt et ηg sont les rendements de la turbine et de la génératrice correspondants.
Les machines asynchrones de gamme 8 pôles fournies par ABB ont des rendements de l’ordre
de 96%. Donc des génératrices à puissance de 630 kW seront suffisantes.
Le générateur adapté est de type ABB M3BP 450 LD8 (voir l’annexe 11).
5. Multiplicateurs de vitesse :
On opte pour un multiplicateur en poulie-courroie qui est recommandé pour les applications
de puissance inférieure à 1000 kW [5].
102
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
Figure 7.11 : Schématisation turbine, moteur, multiplicateur
Pour une marrée basse et si les trois pompes sont en fonction, La vitesse moyenne à l’arbre
des cinq turbines est de 188 tr/min. Donc pour adapter la vitesse de l’arbre de la génératrice
à la vitesse nominale On doit avoir un rapport de multiplication de 3,98.
6. Régulation de vitesse :
La régulation de vitesse décide de la course des servomoteurs du système d’orientation des
directrisses. Elle permet de maintenir la vitesse de rotation constante par adaptation de la
puissance mécanique . La vitesse de fonctionnement de la génératrice est fixée à 750tr/min.
Figure 7.12 : Servo-moteur commandant les directrices de la turbine Kaplan
IV.
Etude technico-économique :
Pour la réalisation de notre projet, nos calculs technico-économique seront basés sur le prix
d’installation qui vaut 1 500 Euros/KW [20] soit 16 245 DHs/Kw installé suivant l’offres des
entreprises soutraitantes qui s’occupent de l’installation de la micro-centrale.
Dans notre cas, on a fait l’études pour trois pompes fonctionnelles dans chacune des files :
Tableau 7-14 : bilan de l’étude technico-économique
Nbr d’heurs
de marche
Gain en
(mwh)
Gain en (dh)
File
Pélectrique
(Kw)
Coût d’installation
(dh)
Retour sur
investissement
1
583,869
3464,573
2022,856
1 084 433,37
9 484 952,18
8,74
2
583,869
3464,573
2022,856
1 084 433,37
9 484 952,18
8,74
3
350,267
4539,864
1590,166
852 472,099
5 690 092,12
6,67
4
387,838
5084,352
1971,906
1 057 119,57
6 300 434,39
5 ,96
5
583,869
3464,573
2022,856
1 084 433,37
9 484 952,18
8,74
103
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
Le retour sur investissement est indépendant de la viariation de la marée mais il est lié au
nombre de pompes mise en marche d’une facon indirecte. Le tableau suivant résume
l’ensemble des resultats obtenus :
Tableau 7-15 : calculs des couts et retour sur investissement des turbines Kaplan
File
1
2
3
4
5
Pompes
fonctionnelles
Pélectrique
(Kw)
heurs de
marche
Gain en
(Mwh)
Gain en (dh)
Coût
d’installation (dh)
Retour sur
investissement
18 000
24,49
3410,72
83,53
44 784,16
397 887,38
8,74
27 000
125,85
3464,59
436,03
233 752,00
2 044 486,65
6,72
33 000
257,88
4504,49
1161,64
622 744,38
4 189 343,25
8,74
42 000
583,86
3464,57
2022,85
1 084 433,37
9 484 952,18
8,88
18 000
24,49
3410,72
83,53
44 784,16
397 887,38
8,74
27 000
125,85
3464,59
436,03
233 752,00
2 044 486,65
6,72
33 000
257,88
4504,49
1161,64
622 744,38
4 189 343,25
8,74
42 000
583,86
3464,57
2022,85
1 084 433,37
9 484 952,18
8,88
15 000
29,20
4739,68
138,40
74 195,87
474 364,20
6,67
24 000
21,72
4539,86
98,64
52 884,64
352 995,13
5,39
30 000
107,56
5613,98
603,86
323 725,08
1 747 380,43
6,67
39 000
350,26
4539,86
1590,16
852 472,09
5 690 092,12
6,39
15 000
29,20
5641,07
164,72
88 306,36
474 364,20
5,96
25 000
31,58
5084,35
160,56
86 078,36
513 027,20
5,31
30 000
107,56
5697,82
612,88
328 559,90
1 747 380,43
5,96
40 000
387,83
5084,35
1971,90
1 057 119,57
6 300 434,39
5,37
18 000
24,49
3410,72
83,53
44 784,16
397 887,38
8,74
27 000
125,85
3464,59
436,03
233 752,00
2 044 486,65
6,72
33 000
257,88
4504,49
1161,64
622 744,38
4 189 343,25
8,74
42 000
583,86
3464,57
2022,85
1 084 433,37
9 484 952,18
8,88
Gain en Mwh total
9 630,6
Gain en dh total
5 162 891 (dhs)
Investissement total
40 445 383 (dhs)
Retour sur
investissement du
projet
8,88
Impact de la solution :
Une turbine Kaplan de la norme désirée peut causer de grande dépression (pertes de charges)
de l’ordre de 10 à 20 mètre dans la file chose qui aura un impact sur le niveau d’eau dans le
cheminée et augmentera la charge vue par le moteur impliquant ainsi une consommation
grandiose du moteur et une dégradation de la durée de vie du groupe motopompe. Ceci nous
104
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
a amené à chercher une autre solution qui aura moins d’impact sur notre système. Ce qui fera
l’objet du paragraphe suivant.
V.
Lucid pipeline une technologie au service des énergies
renouvelables :
1. Introduction
Les canalisations Lucid sont conçues pour produire de l’électricité à partir de l’eau qui coule
dans les canalisations par gravité. Cette technologie utilise le débit d’eau par gravité s’écoulant
à travers les canalisations de la ville pour faire tourner quatre turbines adaptées au diamètre
des conduites d’eau et produire de l’électricité. Cette énergie sera fournie directement à la
société locale Portland General Electric (PGE) en vertu d’une convention d’achat préétablie
pour les vingt prochaines années. Il devrait permettre d’approvisionner en électricité plus de
150 foyers à Portland pour des coûts d’exploitation relativement faibles. Ce système s’avère
donc peu coûteux et offre en parallèle la possibilité au PTB de contribuer à la production
d’électricité locale via une source d’énergie renouvelable et constante.
Figure 7.13 : prototype de Lucid pipeline
2. Caractéristiques et avantages de Lucid Pipeline
Lucid pipeline est une conduite qui convertit la puissance hydraulique de l’eau qui la
parcourt en une puissance électrique en lui attribuant une dépression.
Cette technologie a des caractéristiques particulières pour pouvoir être mise en place à
savoir [22] :
 Diamètre : 61 cm à 239 cm
 Chute de pression(en mètre) : de 0.67 à 3.43 m
 Production par unité de turbine : 20 KW- 100KW
 Plage de vitesse recommandée : 0.91 m/s – 2.74 m/s
 Pression minimale pour l’extraction : 1.38 Bar
 Rendement d’alternateur-turbine installé : 60% à 70%
Cependant, cette technologie est avantageuse par rapport au turbine classique car :
105
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer





Lucid pipeline n’a pas besoin d’une grande différence de pression ni d’être mise
dans une zone de transition de pression.
Lucid pipeline est désigné pour limiter la possibilité de cavitation et même elle est
conçu pour agir automatiquement lorsqu’il y a des conditions favorisants la
cavitation en arrêtant le système jusqu’au passage de ces conditions.
Lucid pipeline peut produire de l’énergie en forme de 220V- 3 phases - alternatives
mais elle peut aussi être utilisée pour d’autre rang de configuration.
Une large gamme d’usage suite à son diamètre variable et qui dit diamètre dit
possibilité d’augmenter la vitesse.
On peut contrôler la vitesse de rotation des turbines.
3. Etude de la faisabilité de Lucid pipeline
Pour étudier la faisabilité de l’installation des turbines LUCID, il faut passer par la checklist
dédiée à la vérification de la faisabilité de cette technologie [22] :
a. Condition sur la conduite
 Diamètre de la conduite: 2.5 m > 0.61m (24’’).
 Matière de la conduite: Béton (accouplable avec l’acier).
 La plage de pression disponible: 2.9 Bar – 0 Bar (absolu).
 La chute de pression tolérable: 9 PSI = 0,621 Bar (3 turbines).
 Débit moyen et maximal: 9.2 m3/s et 11.6 m3/s.
b. Condition sur le site
Power Systems LucidPipe sont conçus pour alimenter par gravité des lignes de transport et de
distribution sous pression ainsi que les émissaires d'effluents et d'autres systèmes de
canalisation de transport. Ces sites peuvent être situés dans les systèmes municipaux d'eau
ou des eaux usées, les systèmes d'eau industriels ou des systèmes d'irrigation.
Les sites les plus idéales sont des sites où pipeline en construction ou en maintenance prévue.
Les sites en Rénovation sont également idéal surtout quand ils sont situés à côté de charges
électrique au-dessus de canalisations enterrées ou sous terre avec accès à la fosse.
Power Systems LucidPipe sont un excellent outil pour une utilisation dans les contrats de
performance des sociétés de services énergétiques.
Power Systems LucidPipe crée une énergie propre et renouvelable qui est en charge de base
et dispatchable.
VI.
Raccordement de l’énergie produite à la charge :
1. Topologie du système de production d’électricité :
Il y a deux modes de fonctionnement de la microhydroélectricité : mode iloté (en anglais,
stand-alone) et le mode intégré au réseau. Le mode iloté est généralement utilisé dans
l'alimentation des charges faibles et les applications dans lesquelles la régulation de la
fréquence n'est pas très critique ce qui est la cas pour notre MCH. Le mode intégré au réseau,
est généralement utilisé pour passer les pics de puissance par le biais d’une interface à base
de convertisseurs de l’électronique de puissance pour garantir une meilleure qualité d’énergie
injectée [11]. Pour notre installation, on peut avoir deux scénarios [11] :
106
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
a. Système micro-hydraulique à base de batteries :
Le système basé sur les batteries présente une flexibilité et il peut être combiné avec d’autres
sources renouvelables, comme les aérogénérateurs et les systèmes photovoltaïques. La
puissance de sortie est limitée par la taille de l’onduleur, le potentiel hydraulique et la
puissance de la turbine [8]. La différence de puissance entre la consommation et la demande
sera stockée ou absorbé par les batteries. Occasionnellement, la charge de dissipation est
introduite dans le système pour évacuer l’excès de puissance produite lorsque les batteries
sont chargées.
Figure 7.14 : Système d’une microcentrale hydraulique à base de batteries
b. Système micro-hydraulique sans batteries :
Cette topologie est présentée dans la figure 7.16, il s’agit d’une microcentrale qui produit une
tension alternative à la sortie qui peut directement alimenter des charges isolées.
L’excès de production peut être évacué dans des charges de dissipation.
Figure 7.15 : Système d’une microcentrale hydraulique sans batteries
2. Choix de la topologie et de la charge :
Dans notre cas, puisqu’il s’agit d’une file qui fonctionne en permanence alors la topologie
adéquate sera celle d’une microcentrale hydraulique sans batteries car on n’a pas besoin de
stocker l’énergie dissipée dans des batteries.
Tandis que les charges à connecter avec notre système peuvent supporter de 220V à 660V,
ainsi que la puissance totale produite par chacune des cinq pipelines Lucid est de l’ordre de
300 KW, on peut alors opter pour l’alimentation des charges suivantes :


L’éclairage des stations de pompage PEM1&11 et de reprise REM1, REM2 et REM3 qui
exigent une puissance totale d’environ 600KW avec une tension de 380/220V
La basse tension de la station de pompage hors chloration (dont le courant est de
800A) puisque le courant maximale disponible à la sortie de chaque groupe de turbines
107
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
Lucid sera égale à 568A pour une tension de 660V, qui est largement suffisant par
rapport à la somme des courants demandées par la totalité de la charge BT soit 484A
3. Convertisseurs de puissance :
Les convertisseurs dont on a besoin dans notre installation sont les redresseurs et les
onduleurs triphasés de tension. Le premier type de convertisseurs transforme l’énergie
électrique de l’alternatif en continu tant que le deuxième fait l’inverse.
a. Choix des redresseurs :
Les redresseurs seront dimensionnées pour une puissance supérieur à la puissance maximale
fournie par la génératrice multipliée par le rendement génératrice à la puissance maximale En
laissant une marge de sécurité.
Le rendement de la génértatrice asynchrone à charge maximale est de 96%.
D’où, et pour laisser une marge de sécurité, on choisit des redresseurs de 310 kW.
Figure 7.16 : redresseur
b. Choix des onduleurs :
On choisit un onduleur dont la puissance est supérieure à celle demandée par leurs charge
pour ne pas chauffer l’onduleur et pour tenir en compte les prévision d’extention.
La puissance d'un onduleur est exprimée en V.A., ou en Volts Ampères. Avant de choisir un
onduleur, il faut faire la somme de la consommation de tous les appareils que l'on va lui
connecter.
On peut utiliser cette formule approximative : Nombre VA = Nombre de Watts /0,66. [13]
On choisit un onduleur de puissance 455 KVA.
4. Câblage :
Le choix du câble est très important avant l'achat car une fois dans la gaine il est rarement
possible d'en rajouter un autre. Le nombre de conducteur et la section est fonction de
l'installation à créer. Il existe des câbles de différentes sortes.
Le câble du type U1000RO2V est un câble qui convient pour tout type d'installation, la tension
d'utilisation maximale est 1000 Volts. [18]
108
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
Figure 7.17 : Le câble du type U1000RO2V
VII.
Etude technico-économique :
Pour voir le nombre de turbines à installer il suffit de faire une comparaison entre la pression
disponible en marée basse et la diviser par la chute de pression jailli par l’ajout d’une turbine
Lucid dans la conduite à savoir 3 Psi (1 Psi=0.069 Bar) et le dépassement tolérable dans le
cheminée d’équilibre puisque c’est lui qui garde la charge constante auprès de la pompe.
Tableau 7-16 : caractéristiques d’application des turbines Lucid
file
Débit
(m3/h)
Zc (m)
Pd (pa)
(Pression dispo)/3
(psi)
18 000
70,03
68,71
67,50
65,27
70,03
68,71
67,50
65,27
71,45
70,29
69,23
67,18
71,45
70,15
69,23
66,91
70,03
68,71
67,50
65,27
44 552,01
45 423,53
46 713,46
50 388,27
44 552,01
45 423,53
46 713,46
50 388,27
44 299,08
44 733,67
45 486,20
47 958,30
44 299,08
44 814,69
45 486,20
48 377,45
44 552,01
45 423,53
46 713,46
50 388,27
2,15
2,19
2,25
2,43
2,15
2,19
2,25
2,43
2,14
2,161
2,19
2,31
2,14
2,164
2,19
2,33
2,15
2,19
2,25
2,43
27 000
1
33 000
42 000
18 000
27 000
2
33 000
42 000
15 000
24 000
3
30 000
39 000
15 000
25 000
4
30 000
40 000
18 000
27 000
5
33 000
42 000
dépassement
tolérable
(psi)
0,95
1,59
2,18
3,26
0,95
1,59
2,18
3,26
0,26
0,82
1,34
2,34
0,26
0,89
1,34
2,46
0,95
1,59
2,18
3,26
nombre de
Turbines lucid
3
3
4
5
3
3
4
5
2
2
3
4
2
3
3
4
3
3
4
5
Hors dans notre cas, on est supposé dimensionner les files suivant leur fonctionnement futur
à savoir 3 pompes fonctionnelles par file. Cette étude a donné un nombre maximal de 5
turbines Lucid, mais en revanche, il faut savoir que le démarrage des pompes ne se fait pas
tous d’un coup (une par une), on devrait voir le nombre minimal de turbine qu’on peut
installer sans perturber le fonctionnement de l’installation à savoir 3 turbines Lucid par file.
Pour le démarrage, on va démarrer nos pompes une par une
109
Chapitre VII : Profit de l’énergie potentielle de l’eau de mer
Figure 7.18 : nombre de turbine Lucid par file
Et une turbine Lucid peut nous faire gagner jusqu’à 100 KW pour un prix 3000dollars/KW (soit
28860Dhs/KW) installé.
Tableau 7-17 : Calcul du retour sur investissement de Lucid Pipeline
Files
Puissance(KW)
300
Nombre
d’heures
3464,57
Gain en
MWh
1039,371
Gain en
Dhs
557 196,4
Investissement
Dhs
8 685 000
Retour sur
investissement
15,5
FileI,II, V
File III
300
4539,86
1361,958
730 154,6
8 685 000
12
File IV
300
5084,35
1525,305
817 698,1
8 685 000
12
En tenant compte des prix des convertisseurs estimés à 46 000dh comme prix unitaire du
redresseur et 27 000 dh comme prix unitaire de l’onduleur, soit en totale un coût de
365 000dh à ajouter à l’investissement totale, donc le projet amortira son investissement d’ici
13,6 ans. En comparant cette durée d’amortissement avec la durée de vie de Lucid pipeline
qui est égal à la durée de vie de la conduite elle-même, soit 50 ans, on conclut que cette
application est rentable.
Dans ce chapitre, nous avons fait un bilan de l’état hydraulique du circuit d’eau de mer à
travers le calcul des débits et des pressions à l’entrée et à la sortie des conduites via
l’application de l’équation de Bernoulli généralisée; A travers ses résultats on a pu approuver
la possibilité d’installer une microcentrale hydraulique pour convertir l’énergie hydraulique
de l’eau de mer en énergie électrique ,mais en revanche, il fallait prendre aussi d’autre
impact hydraulique ou électrique qui peuvent influencer le fonctionnement du processus de
pompage. C’est pour cette raison que notre étude s’est dirigée vers une nouvelle génération
des turbines à savoir les turbines de conduite (Lucid pipeline) qui est plus rentable et
beaucoup moins influençant sur le processus de pro
110
Conclusion générale
Conclusion générale
Le présent rapport constitue le fruit d’un projet de fin d’études, effectué au sein du Maroc
Phosphore III/IV. Ce projet s’inscrit dans le cadre de l’économie de la consommation de
l’énergie, et l’efficacité énergétique, dont le titre est l’optimisation de la consommation
énergétique de la station de pompage d’eau de mer.
Dans un premier temps nous sommes arrivés à déterminer l’utilisation de l’eau de mer ainsi
une description détaillée de la station de pompage d’eau de mer, dans un second temps nous
avons fait un diagnostic de la consommation annuelle de la station pour vérifier et confirmer
l’ampleur de la consommation. Puis, on est passé à identifier les différents gisements
d’économie d’énergie sur lesquels on va se baser pour adopter les solutions adéquates nous
menant à une étude technico-économique. Les résultats de cette dernière n’étaient pas assez
satisfaisant du coté rentabilité ce qui nous a poussé à ouvrir la parenthèse pour une autre
étude : celle la récupération de l’énergie potentielle de l’eau via une turbine.
Ce projet avait comme but l’optimisation de la consommation énergétique de la station de
pompage d’eau de mer. L’ensemble des solutions traitées dans cette étude a permis de
réduire la consommation d’énergie à 6000 MWh/an équivalent à 3 218 000 Dhs annuellement
avec un amortissement global de 13,6 ans.
111
Bibliographie
Bibliographie
[1] : Schneider Electric, Guide technique de compensation.
[2] : LEROY SOMER, SELECTION_DEMARREURS_4491.
[3] : Labrosse, Durée de démarrage d’un moteur asynchrone, fiche de synthèse.
[4] : AGENCE DE L’ENVIRONNEMENT ET LA MAITRISE DE L’ENERGIE (ADEME). Guide pour le
montage de projets de petite hydroélectricité.
[5] : ECODEV, LES MICRO-CENTRALES D’HYDROELECTRICITE. Petite hydroélectricité : Guide
technique pour la réalisation des projets.
[6] : Handbook of chemical Processing Equipment édition 2000, Nicholas P.Cheremisinoff,
table des constantes et des relations, pages 102, 103, 104,105.
[7] : Ecole Nationale du Génie de l’eau et de l’environnement de Strasbourg -hydraulique
générale - formation CES/MASTERE Eau potable et assainissement
[8]
: Université moulay-ismail-école supérieur de technologie-mécanique des fluidesdépartement génies électriques.
[9] : Atelier du traitement des eaux douces OCP 2009, Survol de procédé- partie 2-, page 1,2
[10] : rapport de fin d’études de Mr.BENSLIMANE Anas /Mme.Zineb EL HADIRI, de l’ENIM
2009, pages 5, 9, 10, 11, 12, 13, 14.
[11] : Ecole Nationale du Génie de l’eau et de l’environnement de Strasbourg. Hydraulique
générale.
[12] : Société Grundfos, Manuel du pompage en assainissement « GRUNDFOS
ASSAINISSEMENT », page 82 à 96.
[13] : Manuel d’utilisation : étude d’une pompe centrifuge Mark Zouir 2014, page 1,2 ,3.
[14] : MESURES DE L'INTENSITÉ DE LA PESANTEUR par G. Roux.
[15] : United States department of the interior bureau of reclamation, SELECTING HYDRAULIC
REACTION TURBINES.
[16] : Optimisation du contrôle commande d’un système hydraulique réversible.
[17] : Office fédérale des questions, Programme d’actions d’énergies renouvelables (PACER).
Petites centrales hydrauliques. Turbines hydrauliques.
[18] : logiciel de conception d’hélice & ailes HELICIEL Référence pour topologie,
www.heliciel.com/.
[19] : Petite Hydroélectricité : Guide Technique Pour La Réalisation Des Projets. ESHA 2005.
(GUIDE FOR SELECTION OF TURBINE AND GOVERNING SYSTEM FOR SMALL HYDROPOWER)
[20] : Centrale hydraulique, centrale-hydroelectrique.comprendrechoisir.com
[21] : Produit de batiments http://produits- btp.batiproduits.com /Flash/ Astromat/ fiche/
r?id=1290745802
[22] : http://www.lucidenergy.com/info-sheets/
112
Annexes
Annexes
Annexe 1 : Vue d’ensemble des postes de la boucle 60 kV
113
Annexes
Annexe 2 : Schéma unifilaire du poste électrique PJ1
Annexe 3 : Schéma unifilaire du poste électrique PJ11
114
Annexes
Annexe 4 : SECTION DES CABLES DE LA MOYENNE TENSION
Moteurs
MP11
MP12
MP31
MP13
MP14
MP32
MP15
MP16
MP33
MP17
MP18
MP34
MP19
MP20
MP35
S (mm²)/ph
240
300
120
300
240
120
240
240
240
240
240
240
240
300
120
L (m)/ph
80
80
80
100
100
100
120
120
120
350
350
350
370
370
370
ρ (nΩ.m) à 300K
17
17
17
17
17
17
17
17
17
26
26
26
26
26
26
Métal
Cu
Cu
Cu
Cu
Cu
Cu
Cu
Cu
Cu
Al
Al
Al
Al
Al
Al
Annexe 5 : CARTCTERISTIQUE DU TRANSFORMATEUR DE
PUISSANCE 60KV/10KV
115
Annexes
Annexe 6 : Les déférents vues ainsi les dimensions des moteurs
d’entrainement :
116
Annexes
Annexe 7 : les valeurs de Kr et Kb pour branchement de prise à 90°.
𝑄𝑏
𝑄𝑡
𝑄𝑏
0
𝑄𝑡
𝑄𝑏
1
0,2
0,4
0,6
0,8
0,06
0,02
0
1,32
1,45
Kr
0,40
0,26
0,15
Kb
1 ,00
1,01
1,05
1,15
𝑄𝑡
Annexe 8 : les valeurs de Kr et Kb pour branchement d’amenée à
90°
𝑄𝑏
𝑄𝑡
𝑄𝑏
0
𝑄𝑡
0,1
0,2
0,4
0,8
𝑄𝑏
𝑄𝑡
Kr
0
0,16
0,27
0,46
0,60
0,55
Kb
-0,60
-0,37
-0,18
0,26
0,94
1,20
1
ANNEXE 9 : les valeurs usuelles de la rugosité des conduites
117
Annexes
ANNEXE 10 : Viscosité dynamique de l’eau
Annexe 11 : Caractéristiques de la génératrice adaptée d’ABB
118
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