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REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE
MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEUR ET DE LA RECH ERCHE SCIENTIFIQUE
UNIVERSITE AHMED DRAIA ADRAR
FACULTE DES SCIENCES ET DE TECHNOLOGIES
DEPARTEMENT DES SCIENCES ET DE TECHNOLOGIES
Soutenu le : 25 Mai 2017
Réaliser par :
AISSAOUI Moubarek
Devant le jury composé de :
Mr. A. ARROUSSI Maitre Assistant B Univ. ADRAR Président
Mme. KH.DJEDIDE Maitre Assistant A Univ. ADRAR Examinatrice
Mr. A. BENABDELKABIR Maitre Assistant B Univ. ADRAR Promoteur
Promotion 2017
MEMOIRE DE FIN D’ETUDES EN VUE DE L’OBTENTION DU DIPLÔME MASTER
OPTION : CHIMIE D’ENVIRONNEMENT
ETUDE DE PERFORMENCE D’UNE COLONNE DE
STABILISATION DU CONDENSAT ET DE L’ECHANGEUR
E04A/B AU NIVEAU DU TRAIN 40 DE RHOUDE-NOUSS
KARIM & HOCINE
En premier lieu, nous tenons à remercier notre Dieu, notre
créateur, pour le courage et la patience qu’il nous a donné pour
accomplir ce travail.
Nous tenons à exprimer nos profonds remerciements à nos
enseignants de l’université d’ADRAR, En particulier notre
encadreur
Dr. A.BENABDELKABIR pour ses conseils et l’aide qu’il nous
apporté.
Nous adressons nos vifs remerciements à tout le personnel de
SONELGAZ
Nos derniers remerciements et ce ne sont pas les moindres, vont à
tous ceux qui ont contribué de prés ou de loin pour l’aboutissement
de ce travail.
Moubarek AISSAOUI
KARIM & HOCINE
Je dédie ce mémoire :
� En premier lieu à ma mère et mon père qui ont consenti beaucoup de sacrifices pour me permettre de réaliser mes objectifs. Qu’ils trouvent ici toute ma reconnaissance et ma gratitude.
� A ma femme : RAHIMA. � A mes filles : SARA AMINA et AMIRA WIDAD. � A mes frères et mes sœurs. � A toute ma famille, mes oncles et mes tantes. � A tous mes amis, particulièrement : MOHAMMED
SALAH, ABDALLAH, ABDERRAHMANE, YAHIA, AMAR et FARID.
� A tous mes collègues. � A tous mes enseignants depuis le primaire.
AISSAOUI MOUBAREK
Introduction générale..........................................................................1 I) Présentation de la région de RHOURDE- NOUSS.
1. Situation géographique…………………………………………………..…..3 2. Historique……………………………………………………………………3 3. Description du champ de RHOURDE-NOUSS………….………….………4 4. Description du complexe de RHOURDE-NOUSS…….……………………5
II) Généralités sur le gaz naturel. 1. Introduction……………………………………………………………….21 2. Composition typique……………………………………………………...21 3. Caractéristiques des composants……………..……………………….…. 22 4. Propriétés dangereuses des composants..………………...…………….…23 5. Gaz naturel dans le monde …………………………………………….…24 6. Gaz naturel en Algérie………………………………………………….…29 7. Caractéristiques du gaz naturel…………………...………………….……31 8. Procédés de traitement du gaz………………… ..………………………..33 9. Domaines d’utilisation. 9-1. C1, C2, C3, C4………………………………………….………..….35
9-2. C3, C4………………………………………………...……………36 9 -3. GPL………………………………………………………...…….38 9 -4. Condensat…………………………………………………..……39
III) La colonne de rectification. 1. Introduction…………………………………………………………….....42 2. Principe de fonctionnement d’une colonne de rectification …………..….43 3. Description d’une colonne de rectification…………………………….....44 4. Types des colonnes de rectification………………..………………...…...45 5. Bilan matière de la colonne et des ses zones……………………….…….49 6. Choix de la pression dans la colonne……………………………………..53 7. Régime de température dans la colonne …………………………………54 8. Taux de vaporisation et compositions des phases liquide et vapeur de la charge ………………………………………………………………………...55 9. Choix du taux de reflux ………………………………………………….56 10. Bilan thermique de la colonne …………………………………………..57
IV) Transfert de matière et transfert de chaleur. 1. Introduction……………………………………………………..58 2. Lois fondamental de transfert de matière ………………………………..58 3. Lois fondamental de transfert de chaleur ………………………………..59
V) Echangeurs de chaleur.
Introduction…………………………………………………………………..61
1. Classification des échangeurs de chaleurs…………………………….….61 2. Les fonctions des échangeurs…………………………………………… .62 3. Les différents types des échangeurs……………………………...…...…..64 4. Principe de fonctionnement…………………………………….…………73 5. Modes de circulation des fluides…………………….……………………75 6. Recommandation sur le choix des paramètres de l’échangeur……………76 7. Paramètres influençant sur la performance d’un échangeur………...…….78
VI) La simulation. Introduction.………………………………………………………………..83
1. Le choix du modèle thermodynamique……………………………….…..84 2. Equation d’état usuel……………………………………………………...84 3. Description du simulateur HYSYS………………………………….……86
VII) La Sécurité industriel.
1. Définition…………………………………………………………………88 2. Organisation de la sécurité………………………………………………..88 3. Sécurité dans l’atelier………………………...…………………………. .88 4. La Sécurité dans l’unité de traitement du gaz de RHOURDE-NOUSS…..89
Problématique……………………………………………………………….92
VIII) Partie calcul. � Les données …………………………………………………………93
Calcul.
PARTIE 1 : la colonne de stabilisation……………………………………..95
1) Validation du modèle thermodynamique ……………………………….95
2) Vérification de design ………………………………...…………….…..97
3) Vérification du débit actuel par les paramètres de design…………...…100
4) Cas d’arrêt d’un train et leur charge envoyée vers cette colonne...........105
PARTIE 2 : l’échangeur E04A/B :……………………………………….106
1) Cas design………………………………………..…………...…………106
2) Cas actuel……………………………………………..…………..……..107
3) Le débit maximal : conditions actuelles ( 55 tubes bouchés)……...…. 108
4) Les paramètres et les caractéristiques de l’échangeur avec la diminution de nombre des tubes……………………………………………………………….109
Interprétation des résultats ………………………………………………110
Conclusion générale..................................................................111 Annexe. Bibliographie.
Introduction générale
FST2017 1 CE/MASTER
Introduction A partir de 2010, le gaz naturel va dépasser le deuxième agent énergétique mondial, le
charbon, et, en 2020, le pétrole, qui est actuellement en tête des énergies primaires.
Le gaz naturel est une source d'énergie polyvalente qui peut être employée dans des
domaines très variés. Traditionnellement, la fourniture de chauffage et d'électricité en sont les
principaux débouchés. En outre, les préoccupations grandissantes liées à la protection de
l'environnement devraient conduire à accroître encore le recours au gaz naturel dans les
transports.
Le gaz naturel est un combustible fossile, il s'agit d'un mélange d'hydrocarbures présent
naturellement dans des roches poreuses sous forme gazeuse.
En raison de ses propriétés particulières, il s’est avéré que le gaz naturel possède un
potentiel écologique élevé et qu’il peut contribuer de manière directe, notamment dans le
domaine des transports, à réduire la pollution due aux rejets de suie, de monoxyde d’azote, de
CO2 et d’hydrocarbures.
Les stocks de gaz naturel qui se forment naturellement depuis des millions d’années sont
immenses. Étant donné le taux d’extraction actuel, les réserves connues aujourd’hui dans le
monde et exploitables avec certitude suffiront encore pendant 160 ans, en tenant compte
également des gisements futurs.
L’Algérie est le troisième exportateur du gaz naturel à travers le monde, sa politique
d’exploitation consiste à maximiser les revenus en optimisant la récupération, et la
valorisation de tous les dérivés du gaz naturel qui connaissent une hausse des prix et une libre
vente sur le marché international notamment le condensât et le GPL, dont la demande
mondiale est en hausse ; procurant ainsi une importante source de devises pour le pays.
Introduction générale
FST2017 2 CE/MASTER
Depuis sa découverte, le champ de RHOURDE NOUSS est classé l’un des champs
gaziers importants en Algérie. Il est destiné à la récupération du condensat, qui est le but
principal de cette découverte. Le rendement en produits finis (GPL, condensat, et gaz sec).
Suite à la rétro dégradation des gisements du gaz de RHOURDE NOUSS, ce dernier va être
réinjecté (environ 70%) et le reste destiné à l’expédition. La fraction liquide est de plus en
plus faible, et l’alimentation de la colonne de stabilisation du condensat change
progressivement de caractéristiques, ce qui induit aux changements des paramètres de
fonctionnement des équipements. Cette stabilisation par rectification permet d’atteindre les
spécifications des produits stabilisés (TVR≤10) avec une meilleure récupération en
hydrocarbures liquides (C5+), et une meilleure élimination des composants légers à haute
tension de vapeur (C1, C2, C3 et C4).
Chapitre I description de la région
FST2017 3 CE/MASTER
I-Présentation de la région de RHOURDE NOUSS :
Ι-1) Situation géographique:
- la région de Rhourde-Nouss fait partie de la Willaya d’ILLIZI.
- Elle est située à 350 Km au Sud/Sud-est de OUARGLA, à 1200 Km au Sud/Sud-est
d’ALGER et à 270 Km au Sud/Sud-est de HASSI MESSAOUD. Elle est reliée à la route
nationale n°3 (OUARGLA-ILLIZI) par une bretelle de 30km goudronnée.
� La Direction Régionale de RHOURDE-NOUSS se trouve a la lisière de l’ERG
ORIENTAL avec une alternance de HAMADA (ou GASSI) et d’ERG (ou
SIOUF) de direction généralement Nord/Sud.
� L’altitude moyenne est située à 275m par rapport au niveau de la mer.
� Son climat est désertique (sec avec un très faible taux d’humidité).
� Ecart important de température entre l’hiver et l’été (-5°C à 55°C).
� Elle enregistre une pluviométrie très faible (2 à 4 mm/an).
� Terrain accidenté vu la position de la région (limite de l’erg oriental).
� Fréquence importante des vents de sable.
-La région de RHOURDE NOUSS est composée de plusieurs champs (Gisements) sur un
rayon de 100 Km par rapport au siège de la direction régionale qu’est située dans le champ de
RHOURDE-NOUSS centre.
Ι-2) Historique:
la Première découverte de gaz à RHOURDE NOUSS en 1956. Le premier puit RN1, foré
en 1962, a mis en évidence la présence de gaz riche en condensât au niveau de plusieurs
réservoirs.
Après la découverte de l’huile sur le puit RN4, un centre de traitement d’huile a été
construit et mis en exploitation en 1966.
Quatre grandes étapes ont ponctue le développement de la région de RHOURDE
NOUSS :
• 10-Mai-1966 : Mise en service du Centre de traitement d’huile.
• 28-Jan-1988 : Démarrage de l’usine de traitement du gaz (phase A).
• 14-Juin-1989 : Mise en service de Rhourde Adra.
• 24-Avril-1992 : Mise en service de Rhourde Hamra.
• 29-Mai-1992 : Mise en service de Rhourde Chouff.
• 16-Juin-1995 : Démarrage de l’usine de HAMRA.
• 23-Mai-1996 : Première expédition de GPL (HAMRA).
Chapitre I description de la région
FST2017 4 CE/MASTER
• 13-Août-1999 : extension de la phase A par un cinquième train d’une capacité de
10.250 millions Sm³/j de gaz.
• Fin Fév-2000 : Démarrage de l’usine GPL (Phase B) d’une capacité de traitement
de 48 millions de m³/j pour la production de 3800 t/j du GPL.
• 06-Mars-2000 : Première expédition de GPL (Rhourde Nouss).
La région de RHOURDE NOUSS a été la première unité de SONATRACH à avoir
installé un système DCS au niveau de HAMRA en 1995 (transmission des données en real
time).
Ι-3) Description du champ de RHOURDE-NOUSS :
-Les principaux champs mis en exploitation sont :
• - RHOURDE-NOUSS centre.
• - RHOURDE-NOUSS Nord-est.
• - RHOURDE-NOUSS sud-est.
• - RHOURDE-NOUSS sud-ouest.
• - RHOURDE-CHOUFF.
• - RHOURDE-ADRA.
• - RHOURDE-HAMRA.
• - HAMRA.
-D’autres champs, de moindre importance, ont été découverts et seront développés dans le
futur, il s’agit de :
� Champ de Rhourde-Hamra Sud-est.
� Champ de Rhourde-Nouss 3.
� Champ de Mouilah.
� Champ de Meksem.
� Champ de Draa Allal.
� Champ d ’Elketaia.
� Champ de Rhourde Adra Sud-est.
Chapitre I description de la région
FST2017 5 CE/MASTER
Ι-4) Description du complexe de RHOURDE-NOUSS :
Ι-4444-1) Charge et produits :
La capacité globale de RHOURDE NOUSS est portée à :
Gaz brut : 51 millions Sm³/j.
Réinjection : 75% environ, soit 32 millions Sm³/j gaz sec.
Commercialisation : 20 millions Sm³/j.
GPL : 3986 T/j.
Condensât : 5000 T/j.
Pétrole brut : 500T/j.
La production entre 1988 et 2003 de RHOURDE-NOUSS :
Tableau n°1 :
PERIODE Gaz Brut 103 Sm3
Gaz Sec 103 Sm3
Gaz Expédié 103 Sm3
Gaz Réinjecté 103 Sm3
Condensât en Tonnes
GPL en Tonnes
1988 5999205 5783573 3057024 2445704 927431 0
1989 6562277 6329858 2518705 3559324 1050067 0
1990 10956635 10447888 3376938 6666884 1879545 0
1991 12448482 11901189 2952732 8525243 2280123 0
1992 13373200 12785190 3298924 9074301 2252085 0
1993 13581557 12984289 2983912 9585088 2066366 0
1994 14069224 13450495 3455197 9640008 1993626 0
1995 14493240 13855876 3390691 10145169 1911010 0
1996 14248304 13621707 2961495 10339047 1768558 0
1997 13546048 12950334 2910829 9741072 1566874 0
1998 13947077 13333733 2233732 10772780 1450185 0
1999 12701465 12142894 1855974 9979379 1259948 0
2000 17724140 17171127 5888181 10345170 1851371 585886
2001 17841859 16977685 6619352 9796018 1745259 962957
2002 17910339 17122695 6725236 9846341 1659663 1024087
2003 17726415 16946859 6137442 10215316 1553990 996328
Ces données ont été prises de la direction de RHOURD-NOUS.
Chapitre I description de la région
FST2017 6 CE/MASTER
Ι-4-2) Réseaux collectes :
Cette production est assurée par un certain nombre des puits producteurs et réinjecteurs de
gaz, un ensemble de collectes et manifolds.
Puits producteurs de gaz : 76.
Puits injecteurs de gaz : 36. Puits d’huile : 16. Collectes : 780 Km ( diamètre de 4 a20”).
Manifolds : 37. I-4-2-A) Puits producteurs :
Figure n°1 : Schéma des puits de production.
C6
C9
C4 C5
C 3C 3
SCHE
MA
SIM
PLIF
IE R
ESEA
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LLEC
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MC9-
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1
MC8-
2
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C8MC
6-1
RN34
RN17
RN45
RN47
RN43
RN49
C1
C2
C13
MC6-
2RN
NE5 RN
NE4
RNA1
3
RN10
3
RN10
2RN
A10
RNNE
1RN
NE8
RN18
RN36
bis
MC1-
2MC1-
1C1
3
MC1-
3RN
A1
RN35
RN24
RN26
RN1
RN25
RN31
RN10
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3
MC2-
2MC
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RNA7
RN22
C12
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7
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1RN
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5
RN10
4
RN10
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C3
RNA4
RNA4
RN46
RN28
RN27
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RA9
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C7RA
17
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MC7-
2
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RA16
RA2
RNSE
52
MC5-
1
MC5-
2RN
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RNSE
62
RNSE
69RN
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RNSE
59RN
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1
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8
RNSW
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RNSW
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MC4-
1
RNSW
4 RNSW
5
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3
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20
RNSE
74
SH
DP
SH
DP
-- RN
RN
RN52
Chapitre I description de la région
FST2017 7 CE/MASTER
I-4-2-B) Puits réinjecteurs :
Figure n°2 : Schéma des puits de réinjection. Ι-4-3) Activités :
La région de RHOURDE NOUSS est à vocation principalement gazière. Elle est
dotée de deux usines de traitement du gaz ,et d’un centre de traitement d’huile, Avec une
capacité de traitement de 2000 m³/j de brut ce centre est le doyen des unités industrielles à
RHOURDE NOUSS, puis qu’il a été mis en service en 1966 dans le cadre du contrat
EL PASO. Un projet consistant en une unité des gaz torchés est en voie de réalisation. Et de
deux Usines de traitement de gaz :
1- Usine phase A (démarrage 1987) : dispose d’une unité de traitement de gaz et
récupération de condensât, et d’une unité de compression pour le recyclage du gaz.
2- Usine phase B (démarrage 1999) : consiste à récupérer le GPL et les traces de
condensât.
Elle produit sa propre énergie électrique au moyen d’une centrale électrique de 21MW et
un apport à partir de HAMERA (ligne de 60KM).
SCHEMA SIMPLIFIE DESSERTESPUITS INJECTEURSSCHEMA SIMPLIFIE DESSERTESSCHEMA SIMPLIFIE DESSERTESPUITS INJECTEURSPUITS INJECTEURS
RN44
MR1-1
RN15
MR1-2
MR2-2
MR2-1
RN21R1R1
R2R2
R5R5
RN40
RN51
RN23
RN11bis
RA3
MR5-1
RA11 RA4
RA14
MR5-2
RA1
RNSE67
RNSE57
RNSE50R4R4
R3R3
MR3-1
MR4-1
MR3-2RNSE63bis
RNSE70
RNSE64
RN37
RN12bis
RNSE51
RNSW12
RNSW10
RNSW15
RN42
RN19
RN32
RN8bis
RN41
81.145958" à 14"
KilomètresNombrede Manifold
Nombre de Collètes
Diamètre
USINEUSINE X
X
XX
RA15
RA2X
RN14
RN2B
RNSW9
SHDPSHDP--RNRN
Chapitre I description de la région
FST2017 8 CE/MASTER
Fig.3 : Schéma global du complexe des deux usines de traitement de gaz.
SLU
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DESSERTES
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55/9
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f/cm
²
P=
50/9
3 kg
f/cm
²
P=
68 k
gf/c
m²
P=
93/3
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f/cm
²
P=
12 k
gf/c
m²
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PL
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PL
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ST
OC
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10
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Tra
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0
Tra
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0
Tra
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0
SH
DP
SH
DP
-- RN
RN
Chapitre I description de la région
FST2017 9 CE/MASTER
Ι-4-4) Les unités de l’usine phase A:
L’usine est constituée principalement des unités suivantes.
Unité 02 : unité commune de séparation préliminaire.
Unités 10/20/30/40 et 70 : trains de traitement de gaz.
Unité 80 : unité de production d’air.
Unité 82: unité de fuel gaz.
Unité 83 : unité de stockage.
Unité 84 : unité de production d’eau potable et eau de service.
Unité 85 : unité de traitement des eaux huileuses.
Unité 86 : unité de production.
Ι-4-4-A) Description de l’unité 02 :
Le gaz brut alimentant l’usine arrive des puits producteurs à travers 12 collecteurs à une
pression de 80 bars et une température de 55°C. Le gaz passe a travers l’unité 02 (slug
catcher) où il subit une première séparation dans un premier ballon séparateur
bi phasique 02-SC01, ensuite à travers le ballon de séparation tri phasique 02-V01A/B, dont
la plus grande partie du liquide est récupérée (séparation secondaire).
L’eau est soutirée du fond du ballon 02-V01B, et est envoyée vers l’unité 85 (traitement
des eaux huileuse).
Le gaz sortant du haut du ballon 02 V01A, alimente les trains (côté haute pression«HP»).
Le liquide (hydrocarbure liquide) passe a travers les filtres 02S01A/B/C afin d’éliminer
les impuretés et les particules, ensuite alimente les trains (côté basse pression«BP»).
L’unité 02 comporte aussi la partie «off-spec». Cette section est alimentée des trains
(condensat produit off-spec) et de l’unité U -85 (Unité de traitement des eaux huileuses).
Chapitre I description de la région
FST2017 10 CE/MASTER
Fig.4:Schéma semplifie de l’unite 02. Ι-4-4-B) Description des unités 10/20/30 et 40:
Les trains de traitement 10/20/30 et 40 sont identiques, et le procédé qui mis en place
est le procédé HUDSON.
Le train 10 qui travaille en parallèle avec les trains 20,30 et 40 condense les
hydrocarbures plus lourds en refroidissant le gaz riche selon la technologie de la turbo
détente.
La condensation des hydrocarbures plus lourds dans l’usine est réalisée en refroidissant le gaz
riche selon la technologie de la turbo détente qui évite l’installation des machines frigorifiques
à fluides intermédiaires. Le gaz naturel est refroidi par détente isentropique dans le turbo-
expandeur en atteignant des températures plus basses et par conséquent en produisant plus des
liquides que par détente isenthalpique (effet de Joule-Thomson). En outre, le turbo-expandeur
fournit de l’énergie mécanique qui est exploitée pour recomprimer le gaz traité, le gaz et le
condensât froids qui sortent de turbo-expandeur fournissent les frigories pour le
refroidissement de l’alimentation de l’unité.
Ensuite, Les condensats fractionnés dans une colonne de stabilisation qui produit, au fond la
gazoline dont la tension de vapeur est conforme aux spécifications.
La chaleur nécessaire pour rebouillir la colonne est produite par le four qui chauffe un courant
de gazoline à circulation forcée.
Collecteurs
02SC01
S01A
02V01A
Trains «gaz» HP
Unité U-85
Trains «liquide» BP
S01B
S01C
02V01B
Chapitre I description de la région
FST2017 11 CE/MASTER
L’unité produit deux courants de gaz venant respectivement de l’expandeur (gaz léger) et
de flash des fluides à basse pression (gaz lourd) .le gaz venant de tête de la colonne de
stabilisation est aussi envoyé avec le gaz lourd.
Le gaz léger est comprimé par le compresseur couple au turbo-expandeur jusqu'à la
pression de l’aspiration de la station de Boosting (unité 50).
Le gaz lourd qui contient des hydrocarbures plus lourds est comprimé par des
compresseurs centrifuges à la pression d’aspiration de la station de Boosting.
Deux systèmes de déshydratation de gaz sont prévus dans l’unité, le premier pour le
gaz à haute pression et le deuxième pour le gaz à basse pression.
La déshydratation se fait dans les tamis moléculaires, qui est constituée de trois
déshydrateurs, où deux en service et un en régénération.
Dans les points les plus froids de l’unité on prévoit la possibilité d’injecter en
discontinu le méthanol pour éliminer les éventuelles accumulations d’hydrates qui pourrait
se former.
I-4-4-C) Description des équipements :
Ι-4-C-1) Partie haute pression (HP):
1-a) Pré réfrigération:
Le gaz de collecteurs venant du ballon séparateur 02V01A alimente l’unité sous contrôle
de pression (PRC-51) la pression est maintenue à la valeur 76 Kg/cm2 ; la température est
54°C, le débit est mesure par FR-30.
Le gaz d’alimentation est ensuite pré refroidi à 28°C par l’échangeur E-02 qui récupère
les frigories de gaz en provenance du turbo-expandeur. La température a la sortie de
l’échangeur est réglée par le TRC-01 qui by-pass partiellement le fluide froid de l’échangeur.
Elle est choisie de façon à éviter la possibilité de formation d’hydrates sur les parois des tubes
de la coté gaz humide.
La formation d’hydrates est contrôlée aussi par l’injection de méthanol sur la ligne qui
arrive à E-02.
Chapitre I description de la région
FST2017 12 CE/MASTER
Les condensats obtenus par cette prérefrégération sont séparés dans le séparateur V-01
et sont envoyés au séparateur V-06 avec les liquides obtenus en V-05 et ceux venant du ballon
séparateur V-01B (unité 02).
L’eau est accumulée sur le fond de V-01 et envoyée vers l’unité U-85.
1-b) Déshydratation de gaz :
Le gaz à haute pression de séparateur V-01est envoyé aux sécheurs de gaz brut A-01
A/B/C qui constitue l’un des deux systèmes de déshydratation de l’unité : l’autre (A-02
A/B/C) est pour le gaz lourd à basse pression venant du V-07.
Le système de régénération des tamis moléculaires (four et compresseur) est commun
aux deux groupes de tamis.
La séquence du cycle de régénération de chaque colonne est de cinq heures environ ;
pendant ce temps est effectué les phases suivantes :
� Dépressurisation (durée : 15 minutes).
� Régénération (durée : 170 minutes).
� Refroidissement (durée : 90 minutes).
� Pressurisation (durée : 15 minutes).
Pour la déshydratation de gaz brut sont prévues trois colonnes (deux en service et un en
régénération) tandis que pour la déshydratation de gaz lourd, deux colonnes seulement (un en
adsorption et un en régénération).
1-c) Condensation à basse température par turbo détente :
Le gaz riche déshydraté est filtré en S-02 A/B la chute de pression dans le filtre est
contrôlée par l’indicateur de pression différentielle PD-16.
L’analyseur AR01 mesure le pourcentage d’humidité qui réside dans le gaz déshydraté.
Ensuite, Le gaz subit un refroidissement sous un train d’échange constitué par deux
échangeurs E-01 et E-03, le premier est refroidit par le gaz sortant de turbo-expandeur, le
second par le liquide de condensation de turbo-expandeur. La température à la sortie de
l’échangeur est réglée par TRC11 qui peut by passer le liquide froid de l’échangeur E-02, de
cette manière le gaz riche est refroidit à 8°C en produisant une certaine quantité de condensât
qui est séparé en V-03.
Chapitre I description de la région
FST2017 13 CE/MASTER
Le gaz de séparateur V-03 alimente directement le turbo-expandeur TK-01 à la pression
de 72 Kg/cm2 et à température de 8°C.
Le turbo-expandeur TK01 (compresseur-détendeur) réalise une chute de pression
d’environ 20 Kg/cm2 en refroidissant à -8°C et en produisant une grande partie de gazoline.
Le mélange bi phasique est séparé dans le ballon V-04, le gaz froid sortant de ce ballon
cède ses frigories au gaz entrant au train à travers l’échangeur E-01, ensuite E-02 avant d’être
comprimé au niveau du turbo-expandeur, où il aura une pression de 56 bars. Ce dernier
alimente l’unité de compression (U-50).
Le liquide froid (HC liquides) récupéré au niveau du ballon V-04 cède ses frigories au
niveau de l’échangeur E-03 puis au niveau de l’échangeur E-07 ensuite envoyé vers le ballon
V-05 avant d’être mélangé avec les liquides venant du ballon 02SC-01B et du ballon V-01. Le
mélange aura lieu au niveau du mélangeur L-01 qui alimente le ballon V-06.
Actuellement, l’échangeur E-07 est by-passé, mais il sera mis en service lorsque la
température après les aéroréfrigérants EA-03 A/B/C dépasse 55°C.
Chapitre I description de la région
FST2017 14 CE/MASTER
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Chapitre I description de la région
FST2017 15 CE/MASTER
Ι-4-4-C-2) Partie basse pression(BP):
Afin de stabiliser le condensât, le liquide sera chauffé dans l’échangeur E-04 ensuite,
dans l’échangeur E-06 où il aura une température de 62°C avant de passer dans le ballon
séparateur V-08.
Au moyen des pompes P-01 A/B, le condensât non stabilisé est pompé du ballon V-08
vers la colonne de stabilisation C-01, en passant par les filtres S-05 A/B (pour éliminer les
impuretés), ensuite par le coalesceur S-04 (pour éliminer l’eau). Une partie du condensât
passe par l’échangeur E-05 pour avoir une température de 164°C alimente la colonne C-01
comme alimentation chaude au niveau du 20éme plateau, et l’autre partie alimente directement
la colonne au niveau du 13éme plateau en tant qu’alimentation froide.
Une partie du condensât est aspiré du fond de la colonne au moyen des pompes P-03
A/B/C (deux en service et une en stand-by) et est pompée vers le four F-02 où elle sera
chauffée jusqu'à une température de 250°C pour être envoyée vers la colonne (rebouillage).
Les vapeurs de tête sont refroidis par les aéroréfrigérants EA-03 A/B/C, ensuite par
l’échangeur E-07 avant de passer dans le ballon V-09 (ballon de reflux).
Le liquide du ballon V-09 est aspiré par les pompes P-02 A/B et est refoulé sur le 1er
plateau en tant que reflux froid.
Les gaz récupérés au niveau des ballons V-05, V-06, V-08 et V-09 et de coalesceur S-04
sont collectés et envoyés vers le ballon V-07 (ballon de gaz lourd).
Le gaz sortant du V-07 à travers une section de déshydratation constituée de trois
sécheurs à tamis moléculaires, dont 1 en adsorption, le 2eme en régénération et le 3eme en stand-
by.
La teneur en eau dans le gaz déshydraté ne doit pas dépasser 1 PPM.
Ce gaz passe ensuite par les filtres S-03 A/B afin d’éliminer les particules du tamis
entraînés avant d’être envoyé vers l’unité de compression (U-50).
Le condensât stabilisé soutiré du fond de la colonne est refroidi par l’échangeur E-05,
ensuite par l’échangeur E-06, ensuite par les aéroréfrigérants EA-02 A/B/C et enfin par
l’échangeur E-04 A/B où le condensât aura une température de 45°C.
Le condensât stabilisé sortant des trains (TVR ≤ 10 PSI et densité ≈0,73) est collecté et est
envoyé vers l’unité U-83 (stockage).
Chapitre I description de la région
FST2017 16 CE/MASTER
Au niveau de 5éme train (train 70), la section de stabilisation du condensât n’existe pas,
où le condensât non stabilisé récupéré dans le ballon V-06 ainsi que le gaz lourd sont partagés
à travers les quatre trains.
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Chapitre I description de la région
FST2017 17 CE/MASTER
Ι-4-4-E) Unité de stockage «U-83» :
Le condensat stabilisé provenant des trains 10/2030 et 40 est envoyé vers les bacs de
stockage 83-T01 A/B/C :
Figure n°7
Les 83T-01 A/B/C sont des bacs identiques, à toit flottant, d’une capacité de 12500 m3
chacun.
Le condensât est expédié à travers les pompes 83P-01 A/B/C qui aspirent des bacs et
alimentent l’oléoduc.
Il est possible d’envoyé vers les bacs 83T-01 A/B/C du condensât stabilisé provenant de
l’unité 02 (condensât off-spec), ainsi de l’expédier directement à travers les pompes 02P-
05A/B en le mélangeant avec le condensât on-spec.
A noter que l’unité 02«off-spec» reçoit aussi du condensât non stabilisé de l’usine de
GPL.
Ι----4444-5) Description générale de l’usine de GPL (phase B):
L’usine de GPL est composée de :
Trois trains identiques de fractionnement de GPL.
83T-01A 83T-01B 83T-01C
Trains 10/20/30/40
Oléoduc « HEH»
83P-01A/B/C
02P-05A/B 02T-04A/B
Chapitre I description de la région
FST2017 18 CE/MASTER
Une aire de stockage et d’expédition de GPL composée de :
• Trois sphères de GPL on-spec de 500 m³ chacune.
• Une sphère de GPL off-spec de 500 m³.
Une station de compression de gaz pour restituer son énergie de pression pour le
renvoyer à la phase A à la même pression de départ.
L’énergie nécessaire au fonctionnement de l’usine GPL provient de la centrale
électrique de HAMERA, la puissance nécessaire est de 15 MW.
Ι-4444-5-A) Objectif des installations:
Les installations de l’usine de GPL sont concues pour récupérer les GPL contenus dans le
gaz de vente produit par les installations de la phase A.
Le gaz résiduaire est renvoyé aux installations de la phase A pour être dirigé vers la
vente ou la réinjection.
Quant au GPL produit, il est envoyé dans un pipeline vers HAOUDH ELHAMRA.
Le condensat résultant du fractionnement est renvoyé aux installations de la phase A.
Ι----4444-5-B) La charge et les produits:
La charge de la phase B est :
� Gaz à traiter : 48,3.106STm3/j.
Les produits de la phase B sont :
� Gaz résiduel : 46,2.106STm3/j.
� GPL produit : 3986 T/j.
� Condensât produit : 611 T/j.
Ι----4444-5-B-1) Caractéristiques de l’alimentation :
Les conditions du gaz à l’entrée de l’usine de GPL sont :
- Débit cumulatif pour les trois trains : 48,3.106STm3/j.
- Pression : 94,68 bar (a).
- Température : 60°C.
- Poids moléculaire : 19,3.
- Teneur en eau : < 4 ppm.
Chapitre I description de la région
FST2017 19 CE/MASTER
La composition de gaz à traiter est donnée dans le tableau suivant :
Tableau n°2 :
composant % molaire
CO2 0,61
N2 0,11
CH4 85,34
C2H6 8,56
C3H8 3,33
i-C4H10 0,84
n-C4H10 0,8
i-C5H12 0,21
n-C5H12 0,11
C6H14 0,06
C7+ 0,03
Totale 100
Ι----4444-5-B-2) Spécifications des produits :
Les spécifications rencontrées par l’unité pour les différents produits sont données dans
le tableau suivant :
Tableau n° 3 : spécification de différents produits.
Spécifications GPL Condensât Gaz résiduel
Température [°C] 45 55 60
Pression [bar (a)] 12,25 14 94
poids moléculaire 49 76,36 17,8
Masse volumique à 15°C [Kg/m3] 530 637 ------
Masse volumique à 45°C [Kg/m3] 491 603 ------
Teneur en C2 [%molaire] 3 ------ ------
Teneur en C5+ [%molaire] 0,4 ------ ------
TVR [psia] ------ 15,7 ------
Point de rosée [°C à 81bar(a)] ------ ------ -6
Chapitre I description de la région
FST2017 20 CE/MASTER
Ι----4444-5-B-3) Conditions aux limites de l’unité :
Le tableau suivant montre que la température et la pression des courants entrant et
sortant de l’usine de GPL :
Tableau n°4 :
Courant Température [°C] Pression [bar (a)]
Gaz d'alimentation 60 94,68
GPL produit vers le stockage 45 12,25
GPL produit vers le pipeline 45 21,5
Gaz de vente 60 94
Condensât 55 14
Chapitre II Généralités
FST2017 21 CE/MASTER
II- Généralités sur le gaz naturel :
II-1) Introduction :
Le gaz naturel est une énergie primaire non renouvelable bien répartie dans le monde,
propre et de plus en plus utilisée. Dispose des nombreuses qualités : abondance relative,
souplesse d’utilisation, qualités écologique et prix compétitifs. La mise en œuvre de cette
énergie repose sur la maîtrise technique de l’ensemble de la chaîne gazière, qui va de
l’extraction aux utilisateurs, en passant par le stockage, le transport et la distribution.
Le gaz naturel est une énergie fossile comme la houille, le charbon ou le lignite. C’est
un mélange dont le constituant principal, de 75 % à 95 %, est le méthane (CH4). Il est donc
composé majoritairement d’hydrogène et de carbone, d’où son nom d’hydrocarbure.
IΙ-2) Composition typique :
Le gaz naturel est composé essentiellement de méthane, qu’est l’hydrocarbure le plus
simple, mais il peut contenir aussi des hydrocarbures supérieurs comme, le propane, le
butane… etc. (gaz «humide» ou «riche»).
En Algérie, on a des gaz naturels riches contenant des quantités appréciables des
hydrocarbures supérieurs.
Le tableau suivant montre la composition d’un certain nombre de gaz naturel, on voit
que cette composition est la plus variable.
TABLEAU N°1 :
Composants Lacq (F)
Groningen (NL)
Ravenne (I) Mer nord (GB)
Brega (LIBYE)
Méthane 69,1 81,3 99,52 93,63 66,8 Ethane 2,8 2,85 0,06 3,25 19,4 propane 0,8 0,39 0,01 0,69 9,1 Butane 1,5 0,13 ----- 0,27 3,7
C5 et plus 0,6 0,06 ----- 0,2 -----
CO2 9,7 1 0,01 0,13 -----
H2S 15 ----- ----- ----- -----
N2 0,5 14,3 0,04 1,78 -----
Hélium ----- 0,05 ----- 0,05 -----
Chapitre II Généralités
FST2017 22 CE/MASTER
IΙ-3) Caractéristiques des composants :
IΙ-3-A) Méthane :
• Gaz incolore, inodore, inflammable.
• Point d’ébullition : -161,5°C.
• Densité de la vapeur : 0,415.
• Densité du liquide : 0,717.
• Limite d’explosion inférieure : 15%.
• Température d’auto inflammation : 540°C.
IΙ-3-B) Ethane :
• Gaz incolore, très inflammable.
• Point d’ébullition : -88,6°C.
• Densité de la vapeur : 1,04.
• Densité du liquide : 0,446.
• Limite d’explosion : 3 – 12,5%.
• Température d’auto inflammation : 515°C.
• Point de flash : -187°C.
IΙ-3-C) Propane :
• Gaz incolore, très inflammable.
• Point d’ébullition : -42°C.
• Densité de la vapeur : 1,56.
• Densité du liquide : 0,510.
• Limite d’explosion : 2,3 – 9,5%.
• Température d’auto inflammation : 450°C.
• Point de flash : -187°C.
• 1 litre du liquide libère 311 litres de gaz (15°C, 1bar).
IΙ-3-D) Butane :
• Gaz incolore, très inflammable.
• Point d’ébullition : -6°C.
• Densité de la vapeur : 2,1.
• Densité du liquide : 0,585.
• 1 litre du liquide libère 239 litres de gaz (15°C, 1bar).
Chapitre II Généralités
FST2017 23 CE/MASTER
IΙ-3-E) Gazoline :
• Liquide claire, inflammable et volatile.
• Intervalle de distillation : 30 – 200°C.
• Point de flash : > 21°C.
• Température d’auto inflammation : 380 – 445°C.
• Poids spécifique à 15°C : 0,710 – 0,760 Kg/l.
IΙ-4) Propriétés dangereuses des composants :
IΙ-4-A) Gazoline :
La gazoline est toxique si inhalée. Des contacts répétés et prolongés avec la peau
provoquent des dermatites.
La gazoline peut être la cause d’ampoules sur la peau.
Si inhalée ou avalée, la gazoline cause des dépressions au système nerveux central.
L’aspiration pulmonaire peut causer de sévères pneumonies.
L’inhalation, même si brève, de la gazoline en hautes concentrations peut être fatale.
Les yeux peuvent être endommagés et irrités.
Les vapeurs sont considérées comme modérément vénéneuses. Si la concentration
dans l’air est suffisamment élevée, la gazoline se comporte comme un asphyxiant.
Pour éteindre les incendies provoqués par la gazoline, il faut utiliser l’écume, le gaz
carbonique, ou des extincteurs secs.
IΙ-4-B) Méthane, éthane, propane et butane :
Sont des asphyxiants simples. Les gaz de ce type n’ont pas des effets toxiques
spécifiques. Ils prennent simplement la place de l’oxygène dans les poumons et leurs effets
sont en corrélation avec la diminution d’oxygène dans l’air qui est respiré.
Les symptômes sont ceux qui précédent l’asphyxie, c'est-à-dire, mal de tête, vertige,
difficulté de respiration, faiblesse, sifflement d’oreilles.
L’oxygène peut devenir les 2/3 du pourcentage présent dans l’air sous qu’il n’y ait des
symptômes appréciables. Mais si la concentration d’un asphyxiant simple arrive à un
pourcentage de 50%, on a des symptômes d’asphyxie très marqués.
Ce produit est très dangereux si on l’expose à la chaleur ou à des flammes (danger de
feu et d’explosion).
Pour éteindre le feu, il faut utiliser du gaz carbonique ou de la poudre.
Chapitre II Généralités
FST2017 24 CE/MASTER
II-5) Gaz naturel dans le monde :
II-5-1) Réserves de gaz :
La comparaison des taux d'épuisement des ressources d'hydrocarbures constate que le gaz
naturel est une ressource énergétique relativement peu exploitée par rapport au pétrole brute.
En janvier 2004, les réserves totales de gaz dans le monde sont estimées à 202.404 Gm3
plus de 2,2% par rapport à l'an 2000 dont 146.800 Gm3 de réserves récupérables prouvées.
Les réserves prouvées de gaz représentent, en équivalent énergétique, plus de 95 % des
réserves prouvées de pétrole brut.
La plus forte part (40%) des réserves totales se trouve en Europe de l'Est, Asie du Nord. En
ce qui concerne les réserves prouvées, elles se situent pour 38% en Europe de l'Est, Asie du
Nord et 31% au Proche-Orient, les parts des autres régions étant toutes inférieures à 10%.
Par comparaison avec le pétrole brut, dont les deux tiers des réserves prouvées se trouvent
au Proche-Orient, le gaz naturel représente une diversification géographique des sources
d'énergie dans le monde.
Après trois ans de production, les réserves estimées ont encore augmenté de 4% par rapport
à celles du janvier 1999. L'augmentation est particulièrement importante dans les régions
d'Europe de l'Est, Asie du Nord et d'Amérique du Nord.
Cette augmentation suit et confirme celle de 22% constatée en 1996 et 1999 et tient en
grande partie à l'impact des nouvelles technologies sur le niveau de récupération des réserves
avec des prix des énergies quasiment stables : l'essentiel de l'évolution est dû à de nouvelles
estimations des ressources des champs de gaz déjà connus.
II-5-2) Durée de vie des réserves gazières :
La durée de vie (rapport des réserves à la production d'une année donnée) des réserves
totales mondiales de gaz est actuellement de 187 ans. Elle est de 68 ans sur la base des seules
réserves prouvées, chiffre sensiblement supérieur à celui de 45 ans pour le pétrole. Selon le
scénario, la durée de vie des réserves totales connues sera comprise entre 99 et 124 ans en
2010 après déduction des quantités consommées.
Les réserves mondiales de gaz sont donc abondantes, leur accroissement a couvert deux fois
la production intervenue ces trois dernières années. Elles permettront de fournir les quantités
de gaz nécessaires durant le siècle prochain.
Chapitre II Généralités
FST2017 25 CE/MASTER
II-5-3) Production mondiale du gaz naturel :
La concentration de la production de gaz naturel dans deux pays CEI (commutons des états
indépendants) et les Etats Unis qui contribuent pour plus de 50% à la production annuelle est
très frappante.
Le classement des pays producteurs illustre surtout les problèmes lies au coût élevé du
transport du gaz naturel hors CEI et USA. Les principaux producteurs sont proches des
grandes marchés consommateurs : Canada (USA) Pays- Bas, Royaume-Uni et l’Algérie.
L'offre mondiale croît rapidement pour se situer dans l'intervalle 2520-2890 Gm3/an en
2000, puis dans l'intervalle 2960-3640 Gm3/an en 2010. Cette croissance se ralentit ensuite
dans les deux scénarios, le niveau d'offre potentielle en 2030 étant compris entre 3110 et 4130
Gm3/an.
La répartition géographique de l'offre potentielle est présentée dans les tableaux2 et 3
Tableau 2 - Offre potentielle de gaz - Scénario haut (en Gm3).
Unité : Gm3 (109m3) Réalisé Potentiel Année 1995 2000 2010 2020 2030
Afrique 82 136 199 229 230 Asie Centrale et de l'Est 77 142 187 224 255
Asie du Sud Est et Océanie 125 180 219 269 305 Europe de l'Est - Asie du Nord 698 984 1289 1397 1400
Proche-Orient 143 242 373 476 552 Amérique du Nord 714 746 880 943 1026 Amérique du Sud 75 117 163 181 199
Europe Centrale et Occidentale 250 344 330 269 166 Monde 2,164 2,891 3,640 3,988 4,133
Chapitre II Généralités
FST2017 26 CE/MASTER
Tableau 3- Offre potentielle de gaz - Scénario de référence (en Gm3).
Unité : Gm3 (109m3) Réalisé Potentiel
Année 1995 2000 2010 2020 2030
Afrique 82 134 168 189 192
Asie Centrale et de l'Est 77 116 142 155 165
Asie du Sud Est et Océanie 125 171 200 204 210
Europe de l'Est - Asie du Nord 698 714 893 947 950
Proche-Orient 143 232 331 408 464
Amérique du Nord 714 734 801 833 854
Amérique du Sud 75 101 131 149 155
Europe Centrale et Occidentale 250 318 290 203 117
Monde 2,164 2,520 2,956 3,088 3,107
L'offre potentielle augmente régulièrement en toutes régions, sauf en Europe Centrale et
Occidentale où elle commence à décliner lentement après l'an 2000. Cette baisse n'est
significative qu'après 2010 ce qui est une évolution favorable par rapport au précédent rapport
où la chute entre 2000 et 2010 fût assez rapide. On notera en outre que des réserves
importantes se trouvent à des distances de transport moyennes dans les régions environnant
l'Europe Centrale et Occidentale. Les prévisions relatives à l'offre enregistrent des variations
mineures comparées à celles des études précédentes.
II-5-4) Demande mondiale en gaz naturel :
II-5-4-1) Demande actuelle de gaz :
Entre 1985 et 1995, la demande mondiale d'énergie a augmenté à un rythme moyen de
1,6 % par an pour atteindre 338 EJ. Durant la même période, la croissance a été de 2,2% par
an pour le gaz naturel dont la consommation a atteint 2120 Gm3 (78 EJ) en 1996, soit presque
23 % de la demande d'énergie. Cette croissance de la demande de gaz est proche des
prévisions à court terme des études réalisées au triennat précédent. Elle est observée en toutes
régions, sauf toutefois en Europe de l'Est et Asie du Nord où une diminution importante a été
enregistrée durant le dernier triennat.
Chapitre II Généralités
FST2017 27 CE/MASTER
II-5-4-2) Demande potentielle d'énergie et de gaz :
La consommation mondiale d'énergie continuera de croître pour atteindre 475 EJ en 2010 et
680 EJ en 2030, soit plus de deux fois le niveau actuel. La croissance sera modérée dans les
pays développés qui continueront à investir pour améliorer l'efficacité des usages de l'énergie.
Au contraire, une forte augmentation est attendue dans les nouveaux pays industrialisés et les
pays en voie de développement, en particulier en Asie et en Afrique, en raison de la
croissance de la population et de l'implantation d'activités grosses consommatrices d'énergie
aujourd'hui localisées dans les pays développés.
Le scénario de référence pour la demande potentielle de gaz se place dans ce contexte.
Selon ce scénario, la demande mondiale atteindra 2550 Gm3 (93 EJ) en 2000, 3200 Gm3 (117
EJ) en 2010 et 4100 Gm3 (150 EJ) en 2030.
La part du gaz dans la demande mondiale d'énergie dépassera 24 % en 2010.
Les estimations sont très proches des prévisions de l'étude précédente pour l'an 2000. Elles
sont par contre plus optimistes pour le long terme (supérieures à 10% en 2030).
L'Amérique du Nord, l'Europe et l'Asie du Nord resteront les principaux marchés gaziers,
mais la demande de gaz croîtra plus modérément dans ces régions que dans d'autres.
Le gaz sera néanmoins l'énergie ayant la plus forte croissance dans ces régions avec de
nouvelles perspectives notamment dans les domaines de la production d'électricité et du
transport. Dans tous les secteurs de consommation, le gaz naturel contribuera à l'amélioration
de l'environnement.
C'est dans les autres régions du monde, et en particulier dans les régions Afrique, Asie
Centrale et de l'Est et Proche-Orient que les taux de croissance les plus élevés seront observés.
Ces régions verront leur part dans la demande mondiale de gaz passe de 16 % aujourd'hui à
26 % en 2030.Ces prévisions sont en évolution par rapport à celles de 1994.
La croissance attendue en Europe Centrale et Occidentale est légèrement plus modérée alors
qu'elle est au contraire revue nettement à la hausse au Proche-Orient, en Asie Centrale et de
l'Est.
Chapitre II Généralités
FST2017 28 CE/MASTER
Tableau 4 -Demande mondiale de gaz par région (Cas de base).
Unité : Gm3 (109m3) Réalisé Potentiel Année 1994 1995 2000 2010 2020 2030
Afrique 43 49 68 105 145 177 Asie Centrale et de l'Est 139 145 233 342 441 526
Asie du Sud Est et Océanie 68 74 103 132 157 185 Europe de l'Est - Asie du Nord 548 522 614 740 812 883
Proche-Orient 128 144 203 278 337 388 Amérique du Nord 698 727 760 899 980 1,082 Amérique du Sud 68 75 99 134 164 197
Europe Centrale et Occidentale 356 384 467 560 614 650 Monde 2,048 2,120 2,547 3,190 3,650 4,088
Tableau 5 - Demande mondiale de gaz par région (Scénario Alternatif) .
Unité : Gm3 (109m3) Réalisé Potentiel
Année 1994 1995 2000 2010 2020 2030
Afrique 43 49 64 98 138 168
Asie Centrale et de l'Est 139 145 201 265 322 373
Asie du Sud Est et Océanie 68 74 89 103 115 131
Europe de l'Est - Asie du Nord 548 522 570 652 685 720
Proche-Orient 128 144 191 247 283 313
Amérique du Nord 698 727 730 755 773 784
Amérique du Sud 68 75 96 121 141 163
Europe Centrale et Occidentale 356 384 437 494 524 543
Monde 2,048 2,120 2,378 2,735 2,981 3,195
La sensibilité de ces prévisions au jeu d'hypothèses est importante.
En Amérique du Nord notamment, l'hypothèse d'une croissance économique réduite pèse
fortement sur la demande d'énergie; dans ce cas, la consommation de gaz croît très lentement
au-dessus du niveau actuel. En Europe de l'Est et Asie du Nord, le potentiel du marché gazier
est réduit de presque 20% si l'on suppose que l'évolution économique générale conduira à une
stagnation de la production industrielle.
Chapitre II Généralités
FST2017 29 CE/MASTER
II-6) Le gaz naturel en Algérie :
L’Algérie a une importante industrie du gaz naturel, et un important producteur de gaz au
niveau mondial.
A la fin de 1953, plusieurs compagnes de sismiques aboutirent à la mise en évidence d’une
zone haute pouvant constituer un anticlinal, notamment dans la région de Hassi R’mel, un
premier forage (HR1) a été réalisé en 1956. Huit puits sont alors réalisés, délimitant ainsi une
structure anticlinale constituant un grand réservoir de gaz.
Ce premier développement du champ permet de préciser le viciés des niveaux géologiques et
d’approfondir les connaissances sur le réservoir et son effluent.
Quatre puits sont relies à un centre de traitement permettant l’exploitation commerciale du
champ, dés février 1961, deux unités livrent du gaz à GL4-Z à travers un gazoduc reliant
Hassi- R’mel à Arzew, le condensât était évacué à HAOUDH El HAMRA via
l’oléoduc «N°8 ».
Depuis la mise en exploitation, plusieurs étapes ont été marquées avant d’atteindre la phase
actuelle de développement.
De 1961 à 1971, la production annuelle de gaz brut passe de 0 ,8 à 3,2 milliards de m3 et
celle du condensât passe de 126 000 à 623 000 tonnes.
De 1971 à 1974 : des études des réservoirs permettent de définir le mode d’exploitation du
champ.
En 1974, parallèlement à ces études, une extension du centre de traitement était réalisée par
l’adjonction de six nouvelles unités d’une capacité totale de 300.106 m3/j.
Un programme de forage complémentaire était porté sur 23 nouveaux puits réalisés entre
1971 et 1974.
Depuis 1980, l’Algérie est devenue l’un des grands exportateurs mondiaux de gaz naturel.
Une particularité à souligner est que l’Algérie a pu réaliser diverses installations de
liquéfaction de gaz naturel qui lui permettent de le commercialiser sous forme liquide et le
transporter dans des méthaniers vers le marché extérieur (Etats-Unis, Europe… etc.).
Parallèlement à ce mode de transport, l’Algérie a pu transporter son gaz par des gazoducs
reliant directement Hassi R’mel à l’Europe, c’est ainsi qu’elle exploite actuellement le fameux
gazoduc transméditerranéen qui relie l’Algérie à l’Italie et la Slovénie via la Tunisie.
Chapitre II Généralités
FST2017 30 CE/MASTER
II-6-1) Richesse Algérienne en gaz naturel :
L’Algérie possède des réserves immenses en gaz naturel à savoir le champ de Hassi R’mel,
qui est le plus grand à l’échelle mondiale et celui de in- Salah qui sera exploité en l’an 2002.
L’Algérie est placée au quatrième rang, en possédant 10% environ des réserves mondiales.
L’exploitation de gaz naturel en provenance de l’Algérie atteindra 80 milliards m3 de
production (voir figure-1). Autrement dit, l’Algérie deviendra le quatrième exportateur dans
ce secteur.
II-6-2) Les réserves gazier en Algérie :
En janvier 2003, les réserves prouvées de gaz naturel sont estimées à 4,077.109m3. Au cours
des dix dernières années les bassins de Berkine et d'Illizi ont enregistré les taux de réussite les
plus élevées dans l'exploration, avec respectivement 51% et 50%. Parmi les autres bassins de
Berkine qui se classent comme les plus fructueux figure, le bassin d’Oued Mya où ils ont
effectué une autre découverte de gaz et de pétrole en 2002, ainsi que les bassins de Timimoun
et Hassi Messaoud (voir figure-2).
Il est estimé actuellement que des investissements de l'ordre de 7Milliards de $ devront être
débloqués les prochaines années afin de développer touts les découverte réalisées.
Chapitre II Généralités
FST2017 31 CE/MASTER
II-7) Caractéristique du gaz naturel :
Au stade final de son exploitation, le gaz naturel peut être caractérisé par les propriétés
suivantes :
II-7- a) Densité :
Elle est définie pour un gaz comme étant le rapport de sa masse volumique à celle de l’air,
dans les conditions déterminées de température et de pression. Comme elle peut être obtenue
à partir de sa masse moléculaire que l’on peut définir au moyen de sa composition chimique
en utilisant la relation :
DENSITE DU GAZ= MASSE MOLECULAIRE /29. II-7- b) Pouvoir calorifique : C’est la quantité de chaleur dégagée par la combustion d’une unité de volume du gaz,
mesurée dans les conditions de référence. Le pouvoir calorifique pour le gaz naturel
s’exprime en joules par mettre cube.
Il existe deux valeurs de pouvoir calorifique :
- Pouvoir calorifique supérieur :
Il correspond à la chaleur dégagée pour la combustion complète de 1 Kg ou 1m3 de
combustible dans la fumée, l’eau fumée ce trouve à l’état liquide.
Chapitre II Généralités
FST2017 32 CE/MASTER
- Pouvoir calorifique inférieur :
Il correspond à la combustion, dans laquelle l’eau est à l’état vapeur dans la fumée. Une
quantité de chaleur du PCS qui est égale à la chaleur latente de vaporisation de l’eau.
II- 7- c) Composition chimique :
Elle indique la nature des composés hydrocarbures et d’autres constituants du gaz et leur
importance relative dans le mélange par l’intermédiaire de leur fraction volumique ou
moléculaire.
La composition chimique d’un gaz est utilisée pour l’étude de vaporisation. Elle sert à
calculer certaines de ces propriétés en fonction de la pression et de la température
(compressibilité, densité) et à définir les conditions de son traitement lors de l’exploration
(extraction des produits liquides).
II-7- d) Composition du gaz naturel :
Les différentes compositions de gaz naturel sont dues à la diversité de ses origines,
d’ailleurs on peut avoir :
- Un gaz bactérien :
Le mode bactérien est dû à l’action de bactéries sur les débris organique qui
s’accumulent dans les sédiments. Le gaz formé est appelé gaz bactérien ou gaz biochimique.
- Un gaz thermique :
Au cours de l’évolution des bassins sédimentaires, les sédiments sont portés à des
températures et pressions croissantes. Ils vont subir une dégradation thermique qui va donner
à côté des hydrocarbures une large gamme de composés non hydrocarbonés.
- Un gaz inorganique :
Le mode inorganique de formation des gaz hydrocarbures reste très secondaire.
Les gaz volcaniques ou les sources hydrothermales contiennent parfois du méthane.
II-7-e) Type de gaz naturel :
L’apparition d’une phase liquide dépend la température et la pression dans le réservoir et
en surface. Ceci conduit à distinguer les cas suivants :
- Gaz sec :
Ne formant pas de phase liquide en cours de la production dans les conditions de
surface. Le gaz est concentré en méthane et contient très peu d’hydrocarbures plus lourds que
l’éthane.
Chapitre II Généralités
FST2017 33 CE/MASTER
- Gaz humide :
Formant une phase liquide en cours de la production dans les conditions de surface, Il
est moins concentré en méthane.
- Gaz a condensât :
Formant une phase liquide en cours de la production dans les conditions de surface, il est
moins concentré en méthane.
- Gaz associé :
Coexistant dans le réservoir avec une phase « huile » (gisement de pétrole). Le gaz
associé comprend le gaz de couverture (phase gazeuse présente dans le réservoir) et le gaz
dissous.
- Gaz non associé :
C'est la forme la plus exploitée de gaz naturel. Son processus de formation est similaire à
celui du pétrole. On distingue le gaz thermogénique primaire, issu directement de la pyrolyse
du kérosène, et le gaz thermogénique secondaire, formé par la pyrolyse du pétrole. Le gaz
thermogénique comprend, outre le méthane, un taux variable d'hydrocarbures plus lourds,
pouvant aller jusqu'à l'heptane (C7). On peut y trouver aussi du CO2, du SO2, et du H2S appelé
aussi « gaz acide ».
- Gaz biogénique :
Le gaz biogénique est issu de la fermentation par des bactéries de sédiments
organiques. À l'instar de la tourbe, c'est un combustible fossile mais dont le cycle est
relativement rapide. Les gisements biogéniques sont en général petits et situés à faible
profondeur. Ils représentent environ 20% des réserves connues de gaz conventionnel.
II-8) Procédés de traitement de gaz :
Les procédés de traitement de gaz sont multiples, le choix du procédé adéquat se base
sur les critères suivants :
- Qualité de l’effluent brut.
- Taux de récupération d’hydrocarbures liquides visé.
- Spécifications des produits finis.
- Coût global des investissements.
Chapitre II Généralités
FST2017 34 CE/MASTER
Pour les types de procédés qui sont mis en œuvre, il y a :
II-8-a) Procédés « PRITCHARD » :
Il est basé sur le refroidissement du gaz par échanges thermique et par détentes avec
utilisation d’une boucle de propane comme système réfrigérant pour atteindre en fin de cycle
de température voisine de -23 °C.
II-8- b) Procédés « HUDSON » :
Il est basé sur le refroidissement du gaz par échanges thermique et par une série de
détentes à travers une machine dynamique appelée « turbo expander » qui permet d’atteindre
un niveau de -40°C.
II-8- c) Procédés mixtes :
Ils sont les plus performants, car ils utilisent le turbo- expander, la vanne Joule –Thomson
et la boucle de propane, où on atteint les -66°C.
Les procédés mixtes sont plus performants, car ils permettant une meilleure récupération
des hydrocarbures. Le gaz brut en provenance des puits producteurs est un mélange (Gaz et
hydrocarbures liquides) contenant une faible proportion d’eau de gisement. Elle se présente à
une pression de 67,5 bars et une température maximale de 100°C. (Cas de Alrar).
Le fonctionnement s’articule autour de quatre étapes :
- Elimination de l’eau :
L’eau libre contenue dans la charge est éliminée par décantation au niveau du premier
ballon de séparation par un refroidissement à travers des aéroréfrigérants.
L’eau de saturation des hydrocarbures est éliminée par adsorption sur un tamis
moléculaire ou par absorption au glycol.
- Extraction des hydrocarbures liquides :
Elle se fait par abaissement progressif de la température du gaz brut suivant les procédés
cités précédemment obtenant ainsi un gaz très sec répondant aux spécifications commerciales.
- Stabilisation et fractionnement des hydrocarbures liquides :
Cette section de la chaîne permet le traitement des hydrocarbures liquide extraits de
l’effluent en deux phases et par distillation fractionnée.
La stabilisation permet d’éliminer tous les gaz légers tels que le méthane et l’éthane entraînés
et le fractionnement consiste à séparer les hydrocarbures liquides stabilités en condensât et
GPL.
Chapitre II Généralités
FST2017 35 CE/MASTER
- Décompression Des Gaz Moyenne Pression :
Le gaz des séparatrices moyennes pressions ont les mêmes qualités que le gaz sec
produit, pour cela, ils sont récupérés puis comprimés avant d’être mélangés au gaz sec.
Le gaz à condensât, il est sous forme liquide dans les conditions normales de températures et
de pression.
II-9) DOMAINES DES UTILISATIONS :
II-9-1) Utilisation des hydrocarbures légère : CH4, C2H6, C3H8, C4H10 :
Fig.3 : Schéma d’utilisation de C1, C2, C3, C4.
Butylène
Acide Oxydation
Butadiène
Déshydrogénation
Ethylbenzèn
Pyrolys
Nitration
C2H5NO2
PTE
Alkylation
ChlorationC2H5
Ethylène
C3H8
C4H10
Acétaldéhyde, Acide acétique, Acétone
Nitrométhane, Nitroéthane, Nitropropane
Ethylène, Propylène
Oxydation
Pyrolyse
Nitration
CH3Cl, CH2Cl2, CHCl3, CCl4
RésineFormaldéhyde Méthanol
Chloration
Gaz de synthèse Catalytique
Conversion CH4
C2H6
Chapitre II Généralités
FST2017 36 CE/MASTER
II-9-2) Domaine d’utilisation de propane et de propane :
II-9-2-a) Principale transformation et domaines d’utilisation du propane :
Le propane est oxydé en acétaldéhyde, formaldéhyde, acide acétique et acétone. Lors de
la pyrolyse du propane il se forme l’éthylène, et le propylène, tandis que le nitro méthane, le
nitro éthane et le nitro propane sont issus de la réaction de nitration.
Les produits de chloration n’ont pas trouvé jusqu’à présent d’application industrielle.
Pourtant, il est bien connu que le propane, à coté du méthane et d’éthane sont utilisés dans la
fabrication de l’acétylène.
• Propane dans la réfrigération :
Le propane est utilisé dans des circuits fermés comme agent réfrigérant (boucle de
propane). Il échange ses frigories avec les produits chauds dans des appareils appelés
(chillers), selon le procédé Prichard, il permet d’atteindre en fin de cycle des températures
voisines de –23°C.
Les produits issus du propane :
Isopropylbenzène
PROPANE
Polyéthylène
Dichloroéthane
Acétylène
Nitropropane
Ethylbenzène
Acétaldéhyde
Polypropylène
Propylène
Ethylène
Dodécylène
Polychlorure de vinyle
Nitration Oxydation Pyrolyse
Fig.4 : les produits issus du propane.
Chapitre II Généralités
FST2017 37 CE/MASTER
II-9-2-b) Domaines d’utilisation des butanes :
� n- butane :
On l’utilise pour produire des nombreuses oléfines comme, l’éthylène, le propylène et
divers butylènes ou bien acétylène et butadiène. Les n-butanes s’oxydent en donnant
l’acétaldéhyde, l’acide acétique, le formaldéhyde, l’acétone... etc. Lors de la nitration du
butane on obtient les nitro butanes-1et 2.L’isomérisation du butane le transforme en
isobutane.
� i-butane :
L’isobutane intervient dans de nombreuses alcoylations qui se produisent lors de la
préparation des supercarburants à indice d’octane élevé, il est considéré comme agent
d’alcoylation très efficace. L’iso butylène formé lors de la déshydrogénation de l’isobutane,
sert de matière première dans la préparation du caoutchouc Butyle, du polyisobutylène et de
l’essence de polymérisation.
Les produits issus des butanes:
n- butane
Acide acétique
Acétaldéhyde
Alcool butylique
Caoutchouc
Isobutane
Butadiène Ethylène Propylène
Polypropylène
Isobutane
Polyéthylène
Métylethylcéton
Acétone
Butylène
Iso butylène
Déshydrogénation Pyrolyse Oxydation Isomérisation
Fig.5 : Les produits issus du butane.
Chapitre II Généralités
FST2017 38 CE/MASTER
II-9-3) Domaines d’utilisation des GPL :
• Le GPL en pétrochimie :
Essentiellement utilisés comme combustible dans les secteurs résidentiels et
commerciaux, 1,8% des GPL sont cependant consommés comme charge pétrochimique. 10%
de l’éthylène, produit pare de la pétrochimie est produit mondialement à partir du propane.
La demande globale pétrochimique de GPL enregistre un taux de croissance de l’ordre de
20 %.
L’utilisation du butane est essentiellement liée à la fabrication du MTBE utilisé comme
booster d’octane des essences en substitution au plomb.
En Algérie, cette activité présente le double avantage de permettre la production des
produits nécessaires à la consommation interne ainsi qu’à l’exportation des produits
intermédiaires. Etant donné que la capacité de séparation des GPL est de 9 MT en 2001, il
subsisterait une quantité des GPL qui pourra être valorisé comme charge pétrochimique.
• Le GPL carburant, GPL/C :
Le GPL/C, dont la composition diffère d’une région à une autre, est un carburant qui
est utilisé dans des nombreux pays dans le monde, essentiellement en Amérique, en Europe et
dans le sud asiatique.
Un pourcentage de 7à 8% du GPL consommé mondialement est sous forme de
carburant. L’expérience internationale dans l’utilisation du GPL comme carburant .
Permet d’affirmer que le GPL est aujourd’hui un carburant éprouvé et largement utilisé.
Les atouts de ce carburant lui confèrent les caractéristiques d’un carburant propre, moins
polluant que l’essence.
L’indice d’octane élevé des GPL permet leur substitution à l’essence sans modification
du moteur, de plus il confère à celui-ci un pouvoir antidétonant. Ce carburant a beaucoup
d’avantages pour l’environnement, il a une capacité de se mélanger à l’air meilleure que celle
de l’essence, il y a absence de plomb, ainsi qu’une diminution des résidus de CO2 et de CO.
Il est à noter que le GPL/C n’encrasse pas le moteur, et cette grâce à son indice
d’octane élevé, ce qui augmente la longévité du moteur et lui assure en plus un pouvoir
antidétonant, ainsi qu’un pouvoir calorifique élevé. Le GPL/C est le premier carburant sans
plomb compétitif au gas-oil et au super sans plomb, avec prés de 23 000 stations dans le
monde qui délivrent du GPL/C à plus de 5 millions véhicules pour une consommation de 10
MT.
Chapitre II Généralités
FST2017 39 CE/MASTER
• Le GPL dans la production électrique :
Le parc de production électrique en Algérie a été développé avec l’utilisation du gaz
naturel comme unique et principal combustible. Les GPL n’ont pas été introduits jusqu’ici
dans la génération électrique ni en tant que combustible de base, ni en tant que combustible de
secours en dépit des recommandations du modèle national de consommation énergétique.
Cependant la pénétration des GPL dans la génération électrique pourrait être importante si
les conditions de nature économique ou financière venaient à être favorables.
Les marchés ciblés à cet effet, et qui sont attractifs pour le GPL, devraient être les
marchés où le gaz naturel est inaccessible.
• Le GPL dans la climatisation :
La détente des GPL absorbe de la chaleur et crée du froid. Sur ce principe ont été construits :
- Des réfrigérateurs.
- Des climatiseurs (moyenne capacité).
II-8-4) Caractéristiques et domaines de valorisation du condensât :
Le condensât est constitué d’un mélange d’hydrocarbures paraffiniques, de l’iso pentane
jusqu’au dedecane et plus, généralement extrait des gisements de gaz à condensât, il est sous
forme liquide dans les conditions normales de températures et de pression.
II-8-4-1) Caractéristiques du condensât :
Les principales caractéristique physiques du condensât sont :
• Aspect : C’est un liquide incolore, avec une odeur d’essence.
• Poids spécifique : Le poids spécifique du condensât est compris entre 0.7 à 0.8.
• Point d’éclaire : Son point d’éclaire est inférieur à -40°C.
• Limite d’inflammabilités : il est très inflammable, car il a un point d’éclaire inférieur
à zéro, ses limites d’inflammabilités sont approximativement : 1.4 à 7.6% vol (dans
l’air).
• Densité de vapeur : les vapeurs de condensât sont plus lourdes que l’air, la densité de
vapeur est de : 3 à 4 (dans l’air).
• Explosivité et inflammabilité : le condensât est un fluide hautement inflammable et
évaporable à température et à pression normales, du fait qu’il n’est pas électro
conducteur, présente un danger d’inflammation ou explosion du fait de l’étincelage
électrostatique amorcé par coulage, filtration et pulvérisation…ect.
Chapitre II Généralités
FST2017 40 CE/MASTER
On devra faire attention car les vapeurs du condensât constituent un mélange gazeux
explosif se répondant par terre du fait de sa densité plus élevée que celle de l’air.
• Toxicité physiologique : les vapeurs du condensât sont toxiques .Lorsqu’un homme
s’y expose, le premier symptôme constaté sera l’irritation des yeux ce qui sera suivi de
symptômes névropathies, lorsque la concentration des vapeurs du condensât sont de
l’ordre de 0.025 à 0.05 % vol. Dans l’air.
Elles ne peuvent pas causer de symptômes sérieux, même après plusieurs heures
d’inhalation.
• Précaution hygiéniques : Pour prévenir l’intoxication, on doit réaliser une
ventilation convenable des locaux de travail et maintenir la concentration des vapeurs du
condensât à moins de 300 ppm.
II–8- 4-2) Utilisations du condensât :
La particularité du condensât réside dans son utilisation dans deux secteur industriels
entièrement stratégique : la pétrochimie et le raffinage.
Cette bivalence confère à ce produit une valeur différente par secteur d’utilisation, qui
représente en fait un coût d’opportunité par rapport à la charge classique dans une
raffinerie ou un craqueur.
II-8-4-2-a) Utilisations du condensât dans la pétrochimie :
La valorisation du condensât, se fait principalement dans le domaine de la pétrochimie,
secteur où la demande est très importante.
Le vapocraquage est ainsi la principale voie pour la production des oléfines ; dans ce
secteur, trois éléments dominent :
- L’accentuation du déséquilibre entre les demandes respectives d’éthylène et de
propylène, avec une croissance moyenne annuelle d’ici 2005 voisine de 4% pour le
première et proche de 5% pour la seconde.
- Le fonctionnement des vapocraquages de charge liquide à la limite de flexibilité du
rapport propylène / éthylène.
- L’accroissement de la contribution de craquage catalytique à la fourniture de
propylène .L’intérêt de ce produit dans la pétrochimie est justifié par les
- considérations suivantes :
Chapitre II Généralités
FST2017 41 CE/MASTER
� Le condensait est riche en hydrocarbures paraffiniques et naphténiques C5 – C7
ayant un bon potentiel de production d’oléfine.
� Une faible quantité en hydrocarbures aromatique, qui se transforment en Poly –
aromatique lors de vapocraquage.
II-8-4-2-b) Utilisations du condensât dans le raffinage :
Le condensât est utilisé dans la production des carburant notamment les essences, leurs
prix de revient est plus bas que les essences produites à partir du pétrole brut car la séparation
et la transformation du condensât est moins coûteuse, et sa composition chimique riche en
élément légères.
Il est utilisé dans le procédé d’isomérisation pour produire l’essence « isomérisation »
en transformant les normales paraffines en iso paraffines qui ont un haut indice d’octane
(NO), utilisé également dans le reforming catalytique.
Chapitre III La Rectification
FST2017 42 CE/MASTER
III- Théorie de la rectification
III-1) Introduction :
Les procédés de traitement, basés sur les transferts de matière sont très importants pour la
séparation des produits composés, tels que le pétrole et de gaz naturel. Ainsi par rectification on
obtient à partir produits (par exemple le pétrole brut), une gamme très variées de mélanges
hydrocarbures (l’essence, kérosène, fuel-oil…etc.).
Par ce procédé également on fractionne les produits issus des diverses opérations en obtenant à
partir des mélanges des sous produits (gaz liquéfié, butane, propane ….etc.).
III-1-1) Définition :
La rectification est un procédé physique de séparation d’un mélange composé en constituants
pratiquement purs de compositions dérivées et se base sur la mise en contact d'une phase liquide
et d'une phase vapeur qui tendent à s'équilibrer mutuellement. Cela implique d'une part,
l'équilibre de température et de pression, et une redistribution des constituants entre les phases
d'autre part.
Le transfert de matière d'une phase à une autre, s'effectue par diffusion moléculaire. La force
motrice de transfert d'une substance est la différence de concentration de l'élément dans les deux
phases.
Tous les phénomènes de transfert de matière sont réversibles, le sens de transfert est déterminé
par les paramètres suivants :
- Les concentrations de l'élément dans la phase vapeur et la phase liquide.
- La température et la pression.
Figure III-1 : Schéma simplifier Rectification.
Chapitre III La Rectification
FST2017 43 CE/MASTER
A la suite de telle mise en contact la phase vapeur s’enrichit en constituant le plus léger.
L'opération de rectification est basée sur le phénomène de séparation par diffusion des
constituants d’une phase à une autre phase par des mises en contacts des deux phases.
Une telle séparation est réalisée à contre-courant en continu dans un appareil appelé : (colonne
de rectification), soit par étage dans une colonne à plateaux, soit dans une colonne à garnissage.
La colonne de rectification est un appareillage cylindrique, vertical, de hauteur et de diamètre
variable constitué à l’intérieur des compartiments horizontaux appelés : (des plateaux ou des
garnissages).
La rectification est une distillation fractionnée, autrement dit qualitative et cette augmentation
de qualité par rapport à la distillation est due au placement soit des plateaux, soit des garnissages
à l’intérieur de la colonne, par conséquent il y’a augmentation de la surface de contact qui
implique l’augmentation du degré de pureté.
III-2) Principe de fonctionnement d’une colonne de rectification :
La colonne de rectification est un appareil qui sépare un mélange en deux ou plusieurs produits
qui sont soit des corps purs, soit des mélanges comportant moins des constituants que le mélange
initial.
La colonne est une enveloppe cylindrique verticale (la virole) qui renferme des dispositifs
(plateaux ou de garnissage) permettant d’assurer un contact intime entre les deux phases (reflux
liquide et gazeux).
Afin de permettre un transfert de matière et d’énergie entre les deux phases et atteindre l’état
d’équilibre.
Sur le long de la colonne la phase vapeur s’enrichisse, de bas en haut en élément le plus
volatile et la phase liquide s’enrichisse en élément le moins volatile de haut en bas. Pour avoir en
tête de la colonne un distillat D et en bas un résidu R.
III-3) Description d’une colonne de rectification :
Chaque colonne de rectification composée toujours de trois zones :
� Une zone d’alimentation dite (zone de flash) ou l’alimentation est introduite à l’état vapeur,
liquide ou bi phasique (selon la température de la charge).
� Une zone située au dessus de la zone de flash est appelée (zone de rectification),
caractérisée par un condenseur qui sert à condenser partiellement ou totalement la vapeur
sortante de la tête de colonne.
Chapitre III La Rectification
FST2017 44 CE/MASTER
Une partie de ce mélange est envoyée en tant que (reflux froid) vers la partie supérieure de la
colonne pour garder le gradient de température et corriger la composition des produits de tête.
L’autre partie est extraite comme distillat à l’état liquide (lorsqu’il s’agit d’une condensation
totale).
� Une zone située au dessous de la zone de flash est appelée (zone d’épuisement), caractérisée
elle aussi par la présence d’un rebouilleur, qui sert à apporter une certaine quantité de chaleur au
liquide soutiré du dernier plateau (reflux chaud ou rebouillage) afin de récupérer les constituants
légers entraînés par les lourds.
La quantité de matière échangée dépend de la concentration initiale et finale, des pressions
partielles, de la surface de l’élément de contact et de l’écoulement (vitesse).
Le fonctionnement normal de la colonne de rectification pour l’obtention d’un distillat et d’un
résidu avec des compositions voulues dépend principalement de l’état de la charge et par
conséquent du lieu d’alimentation.
Généralement la charge peut être envoyée dans la colonne à :
• Etat liquide (e0=0) :
L’alimentation doit être introduire dans la partie supérieure de la colonne.
• Etat vapeur (e0=1) :
L’alimentation doit être introduire dans la partie inférieure de la colonne.
• Etat bi phasique liquide-vapeur (0<e0<1) :
L’alimentation doit être introduire dans la partie médiane de la colonne.
Le lieu exact de l’alimentation peut être déterminé en calculant le nombre de plateau de la
zone de rectification et de l'épuisement.
Chapitre III La Rectification
FST2017 45 CE/MASTER
III -4) Type des colonnes de rectification :
Les colonnes utilisées pour la rectification des mélanges binaires ou d’ordre supérieur
(complexe) divise en deux types distincts :
- les colonnes à éléments séparés (plateaux, grilles et cascade).
- Les colonnes à garnissage.
III-4-1) Colonnes à plateaux :
Le transfert de matière entre les phases vapeur et liquide résulte du contacte intime de ces deux
phases circulant à contre courant. Ce contact s’effectue en discontinue.
Les paramètres opératoire (T, P) ainsi que le nombre de plateaux théoriques et les quantités de
chaleur à mettre en œuvre, sont fonction des bilans massiques (matière) et thermiques et des
équations d’équilibres.
Figure III-2 : Schéma d'une colonne à plateaux.
Chapitre III
FST2017
III-4-1-1) Classification des plateaux
On peut classer deux types des
- Les plateaux à déversoirs.
- Les plateaux sans déversoirs.
III-4-1-2) Les différents types de plateaux
� Plateaux perforé à déversoirs
Ces plateaux gèrent le flux liquide
contre le passage de la vapeur
active.
Ce type des plateaux est moins
manque de flexibilité. Un débit de vapeur trop faible laisse se développer un phénomène de
pleurage important, alors qu’une élévation de débit provoque rapidement des phénomènes de
l’entraînement favorisés par le fait que les jets de vapeurs ne sont pas brisés comme dans les
autres technologies. Un autre intérêt des plateaux perforés est leur faible perte de charge.
Il est extrêmement important de déterminer les limites de fonctionnement entre lesqu
plateau donne entière satisfaction.
Elles dépendent principalement du diamètre des perforations, celui
4,76 mm, mais actuellement on considère que
permettent de repousser les limites de l’engorgement. Le rapport entre l’épaisseur du plateau et
son diamètre est compris entre
Figure III-3 : Schéma simplifier
46
Classification des plateaux :
s plateaux :
déversoirs.
types de plateaux :
Plateaux perforé à déversoirs :
Ces plateaux gèrent le flux liquide de manière tout à fait classique à l’aide de
contre le passage de la vapeur est assuré de simples perforations dans les plaques formant l’aire
plateaux est moins cher que les autres technologies, leur défaut majeur est leur
manque de flexibilité. Un débit de vapeur trop faible laisse se développer un phénomène de
pleurage important, alors qu’une élévation de débit provoque rapidement des phénomènes de
vorisés par le fait que les jets de vapeurs ne sont pas brisés comme dans les
autres technologies. Un autre intérêt des plateaux perforés est leur faible perte de charge.
extrêmement important de déterminer les limites de fonctionnement entre lesqu
plateau donne entière satisfaction.
Elles dépendent principalement du diamètre des perforations, celui-ci à été longtemps limité à
mais actuellement on considère que des perforations de 1,25cm
es limites de l’engorgement. Le rapport entre l’épaisseur du plateau et
son diamètre est compris entre 0,1 et 0,7.
: Schéma simplifier Plateaux perforé à déversoirs.
La Rectification
CE/MASTER
de manière tout à fait classique à l’aide de déversoirs par
les plaques formant l’aire
que les autres technologies, leur défaut majeur est leur
manque de flexibilité. Un débit de vapeur trop faible laisse se développer un phénomène de
pleurage important, alors qu’une élévation de débit provoque rapidement des phénomènes de
vorisés par le fait que les jets de vapeurs ne sont pas brisés comme dans les
autres technologies. Un autre intérêt des plateaux perforés est leur faible perte de charge.
extrêmement important de déterminer les limites de fonctionnement entre lesquelles le
ci à été longtemps limité à
1,25cm sont acceptables et
es limites de l’engorgement. Le rapport entre l’épaisseur du plateau et
déversoirs.
Chapitre III La Rectification
FST2017 47 CE/MASTER
� Plateaux sans déversoirs :
Ces plateaux ne sont constitués que de simple plaques perforées et donc de construction peu
onéreuse.
Le liquide et la vapeur s’écoulent à contre-courant par les mêmes orifices, qui peuvent être des
simples trous ou des clapets fixes.
Les débits ne s’écartent pas beaucoup de ceux prévus par le calcul. Ces plateaux ont une
efficacité acceptable, mais néanmoins faible car le temps de contact gaz – liquide est limité.
Ils sont réservés aux systèmes pouvant donner lieu à des encrassements ou des dépôts solides.
Tous ces plateaux qui sont construits soit en acier au carbone, soit en acier allié selon
l’agressivité des produits, doivent être démontables, donc les plaques sont décomposés en
éléments pouvant être introduire par un trou d’homme.
� Plateaux à calottes :
C’est le modèle le plus répondu encore aujourd’hui, il se rencontre encore dans les industries
pétrolières ou chimiques. Construire en fonte moulée, il est constitué d’une plaque perforée,
chaque trou étant muni d’une cheminée, celle-ci sert à guider une calotte dont la fixation est
assurée par une tige et un contre-écrou.
Une centaine de forme différente de calottes ont été imaginées et conduise à une efficacité de
contact plus au moins bonnes. Une certaine de quantité de liquide est maintenue sur le plateau
grâce à un déversoir qui assure l’écoulement du liquide vers le plateau inférieur.
La qualité prédominante d’un plateau à calotte est sa faculté d’adaptation à une très large
gamme des débits liquide et vapeur. Son utilisation est toutefois restreinte en raison de
son coût élevé et des fortes pertes de charge qu’il crée dans la colonne.
On doit aussi noter la difficulté à vidanger, lors d’un arrêt le liquide retenu, et ce malgré la
présence de trous spécifiques.
Figure III-4 : Schéma de calotte.
Chapitre III
FST2017
� Plateaux à clapets :
C ‘est un plateau perforé, dont les orifices sont équipés de clapets.
de ces derniers est fonction du débit de
Ils sont progressivement substitués aux plateaux à calotte, car
légèrement supérieures, pour un prix de revient plus faible. Ils existent des clapets
triangulaires ou allongés.
Les clapets correspondent aux orifices de
de soulèvement est de 1cm environ.
� Plateaux à jet dimensionnel
C‘est un plateau ou sa construction est inspirée de simplicité et faible
plateaux perforé et réduction du gradient liquide par échappement orienté de la vapeur sous les
linguets dans le modèle (Float valve tray), ces dernier sont mobiles et articulés au plateau par une
charnière.
III-4-2) Colonnes à garnissage
Elles sont utilisées dans la distillation et l'absorption. Ces colonnes réalisent à contre
continu. L'échange de matière croit en régime turbulent. C'est pourquoi elles sont remplies
d'éléments solides.
On emploi comme garnissage
la brique qui ont l'avantage d'être particulièrement bon marché.
Le garnissage efficace doit être tel que la surface par unité de volume soit la plus grande
possible; distribution uniforme du liq
Les garnissages les plus utilisés dans l'industrie sont de
cylindres dont la hauteur est égalent
Figure.III
48
dont les orifices sont équipés de clapets. La hauteur de soulèvement
est fonction du débit de vapeur, qui s’échappe horizontalement
Ils sont progressivement substitués aux plateaux à calotte, car leurs performances
pour un prix de revient plus faible. Ils existent des clapets
Les clapets correspondent aux orifices de 38,9mm ont un diamètre de 4,76cm
environ.
Plateaux à jet dimensionnel :
C‘est un plateau ou sa construction est inspirée de simplicité et faible prix de revient que les
plateaux perforé et réduction du gradient liquide par échappement orienté de la vapeur sous les
linguets dans le modèle (Float valve tray), ces dernier sont mobiles et articulés au plateau par une
nissage :
Elles sont utilisées dans la distillation et l'absorption. Ces colonnes réalisent à contre
continu. L'échange de matière croit en régime turbulent. C'est pourquoi elles sont remplies
On emploi comme garnissage n'importe quels morceaux solides, généralement du coke ou de
la brique qui ont l'avantage d'être particulièrement bon marché.
Le garnissage efficace doit être tel que la surface par unité de volume soit la plus grande
possible; distribution uniforme du liquide et du gaz et faible pertes de charges.
isés dans l'industrie sont de (RASHING) : des
égalent au diamètre extérieur.
.III -5 : Schéma de clapet.
La Rectification
CE/MASTER
La hauteur de soulèvement
horizontalement dans le liquide.
leurs performances sont
pour un prix de revient plus faible. Ils existent des clapets : ronds,
4,76cm et leur hauteur
prix de revient que les
plateaux perforé et réduction du gradient liquide par échappement orienté de la vapeur sous les
linguets dans le modèle (Float valve tray), ces dernier sont mobiles et articulés au plateau par une
Elles sont utilisées dans la distillation et l'absorption. Ces colonnes réalisent à contre-courant
continu. L'échange de matière croit en régime turbulent. C'est pourquoi elles sont remplies
n'importe quels morceaux solides, généralement du coke ou de
Le garnissage efficace doit être tel que la surface par unité de volume soit la plus grande
uide et du gaz et faible pertes de charges.
: des manchons de
Chapitre III La Rectification
FST2017 49 CE/MASTER
Leur construction est en céramique ou en porcelaine (bon marché et grande résistance à la
corrosion). Comme il existe aussi des anneaux en acier, en carbone et en matière plastique
(polyéthylène).
• Avantages :
� Prix moins élevé.
� Faible perte de charge.
� Rétention peu importante.
• Inconvénients :
� Faible flexibilité.
� Faibles flexibilités des colonnes à grand diamètre.
III-5) Bilan matière de la colonne et des ses zones :
Les bilans matières pour la colonne entière et pour le constituant « i » Quelconque s’écrivent :
L = D + R……………….…………... (III-6-1).
Avec : L : Débit molaire de la charge.
D : Débit molaire du Distillat.
R : Débit molaire du Résidu.
Donc : Le bilan matière partiel du constituant « i » peut s’écrire en composition massique ou
molaire comme suit :
L x’ Li=D y’Di+R x’Ri……………………..……… (III-6-2).
La résolution connue de ces équations, en appliquant la loi de LEVIER donne :
L/( y’ Di – x’Ri)= D/( x’Li – x’Ri) = R/( y’Di – x’Li )…(III-6-3).
L’équation obtenue sert à calculer R et D si les concentrations de l’élément « i » du distillat et
du résidu sont connues.
Chapitre III
FST2017
III-5-1) Bilan matière de la zone de rectification
G= g + D………….…………………………...
Avec : G : Débit pondéral de vapeur traversant un sectionnement entre deux plateaux
de la colonne.
g : Débit molaire du liquide traversant un sectionnement.
D : Débit molaire du distillat.
Donc :
G y’ni = g. �������� + D.
Appliquant la loi de LEVIER
G/ (y’Di -������ ) = g/ (y’
A partir de cette équation, on trouve
���� = m. �����
� + (1-
y’= rf/( r f+1) . x’ + (1/( r
On note que :
r f =g/D. et
Avec : � : le taux de reflux.
Fig.III
50
Bilan matière de la zone de rectification :
………….…………………………...… (III
Débit pondéral de vapeur traversant un sectionnement entre deux plateaux
de la colonne.
Débit molaire du liquide traversant un sectionnement.
Débit molaire du distillat.
D. ���� .................................................... (
LEVIER , on trouve :
) = g/ (y’Di - y’ni) = D/ (y’ni -������ ) .…… (
A partir de cette équation, on trouve :
-m). ���� ............................................... (
+1) . x’ + (1/( rf+1)) . y’D….…......................…..(
m= r f/( r f+1)………………..……(
le taux de reflux.
Fig.III -6 : Schéma de la zone de rectification
La Rectification
CE/MASTER
III -6-1-1).
Débit pondéral de vapeur traversant un sectionnement entre deux plateaux
(III-6-1-2).
(III-6-1-3).
(III-6-1-4).
(III-6-1-5).
(III-6-1-6).
: Schéma de la zone de rectification.
Chapitre III
FST2017
L’équation qui tient compte de la constante des débits molaires G, g dans la zone de
rectification de la colonne donne une relation entre la concentration on
liquide se trouvant sur le plateau (n
provenant du plateau n et permet de déterminer le nombre d’étages théoriques dans la zone de
rectification.
III-5-2) Bilan matière de
g’=G’+R……………………
g’ : débit molaire du liquide traversant un sectionnement.
G’ : Débit molaire de vapeur traversant un sectionnement entre deux plateaux de la colonne.
R : Débit molaire du résidu.
Donc :
��. �������� � ��. ���
� � �. ���� …
En appliquant la loi de Levier, on trouve
g’/ (y’ ni - x’Ri) = G’/ (x’
A partir de cette équation, on trouve
x’ (n+1)i = (1/m’) . y’
y’= [( r b+1)/ rb] . x’
On note que :
rb =G’/R et
51
L’équation qui tient compte de la constante des débits molaires G, g dans la zone de
rectification de la colonne donne une relation entre la concentration on
liquide se trouvant sur le plateau (n-1) et la concentration on ce même constituant dont la vapeur
provenant du plateau n et permet de déterminer le nombre d’étages théoriques dans la zone de
de la zone d’épuisement :
…………………….................................….. (III
débit molaire du liquide traversant un sectionnement.
Débit molaire de vapeur traversant un sectionnement entre deux plateaux de la colonne.
Débit molaire du résidu.
…......................................................................
Levier, on trouve :
) = G’/ (x’ (n+1)i - x’Ri) = R/ (y’ni - x’(n+1)i)……..(
A partir de cette équation, on trouve :
= (1/m’) . y’ni +[ (m’-1)/m’] . x’ R…............................. (III
’ - (1/ rb) x’Ri…………………………………
m’= g’/G’ ………………………………….
Fig.III-7 : schéma de la zone d’épuisement
La Rectification
CE/MASTER
L’équation qui tient compte de la constante des débits molaires G, g dans la zone de
rectification de la colonne donne une relation entre la concentration on constituant i dans le
1) et la concentration on ce même constituant dont la vapeur
provenant du plateau n et permet de déterminer le nombre d’étages théoriques dans la zone de
III -6-2-1).
Débit molaire de vapeur traversant un sectionnement entre deux plateaux de la colonne.
......................................................................(III-6-2-2).
(III-6-2-3).
III -6-2-4).
… (III-6-2-5).
……...(III-6-2-6).
: schéma de la zone d’épuisement.
Chapitre III La Rectification
FST2017 52 CE/MASTER
L’équation (III-6-2-2) qui tient compte de la constante des débits molaires G’et g’ dans la zone
d’épuisement de la colonne .Cette expression permet de calculer les plateaux de rang (n+1) à
partir des plateaux de rangé (n).
III-5-3) Bilan matière de la zone d’alimentation :
On se référant à la figure ci-dessous, on voit qu’il faut mélanger le liquide gk avec la phase go
pour obtenir le liquide gm alimentant la zone d’épuisement, le bilan matière sera effectue juste au
dessus du plateau supérieur de cette zone.
gm = gk + go = Gk + R.......................................................(III-6-3-1).
gm x’mi = go . x’oi + gk . x’ki…….….................................. (III-6-3-2).
gm x’mi = Gk . y’ki + R . x’Ri.............................................. (III-6-3-3).
De même la valeur Gm alimentant la zone de rectification est la somme de la valeur Gk et de la
phase Go, ainsi le bilan matière sera effectuer juste au dessous du plateau inférieur de la zone de
rectification.
Gm = Gk + Go = gk + D...............….................................. (III-6-3-4).
Go. y’oi + Gk. y’ki............................................................ (III-6-3-5).
Gm y’mi = gk. x’ki + D. y’Di.............................................. (III-6-3-6).
III-5-4) Utilisation de la volatilité relative:
Dans les calculs de la rectification des mélanges complexes, on sera amener à effectuer des
séries de calcul d’équilibre pour chaque zone.
Pour éviter le travail lent et fastidieux des approximations successives, on peut utiliser une
méthode simplifiée et rapide donnant une précision assez suffisante.
Cette méthode fait intervenir la notion de la volatilité relative αi étant le rapport des coefficients
d’équilibre du constituant i à celui d’un constituant de référence choisit généralement comme
étant l’élément le plus lourd (le moins volatile du mélange).
III-6) Choix de la pression dans la colonne :
Quelque soit la complexité du mélange à séparer, le choix de la pression est avant tout un
problème économique. On sait qu’à faible pression la sélectivité de la séparation sera meilleur et
que l’on évitera l’altération thermique des produits, mais on contrepartie, à faible pression il faut
condenser à basse température les vapeurs de tête pour obtenir le reflux liquide à sa température
Chapitre III La Rectification
FST2017 53 CE/MASTER
de bulle, donc c’est le choix du fluide réfrigérant qui va imposer la pression dans la colonne. En
générale, on utilise une source froide, bon marché et abondante (eau douce, eau de mer ou l’air)
qui permet d’obtenir un condensât de 30 à 45°C environ.
La pression dans la colonne sera alors au moins égale à la pression de bulle à ces températures.
Lorsque le distillat est constitué de constituants très légers, il est nécessaire (car à la
température ordinaire on se trouve au dessus de la température critique du distillat) de faire appel
à une réfrigération artificielle (utilisation d’une machine frigorifique) pour travailler à basse
température quelque soit la pression de service.
La température de la condensation totale des vapeurs du distillat doit être prise moins 15 à
20°C plus grande que celle du fluide réfrigérant, ainsi la pression dans le ballon de reflux Pb est
déterminée d’après l’équation de l’isotherme de la phase liquide, par approximation successive.
ΣK i.x' i =1………………………….. (III-7-1).
La pression au sommet, au fond et dans la zone d’alimentation de la colonne sera
respectivement :
Ps=PL-∆P1…………………………… (III-7-2).
Or: ∆P1 :( 0,1 – 0,4)
∆P1 : perte de charge due aux résistances des conduites et du condenseur.
Pf=PL+∆P2 ………………………….(III-7-3).
Or: ∆P2: (0, 3 – 0, 5)
∆P2 : perte de charge due aux résistances des plateaux.
Par conséquent, la pression dans la zone d’alimentation sera :
PL = (Ps+Pf)/2……………………….….(III-7-4).
III-7) Régime de la température dans la colonne :
A la pression de service Ps (pression du sommet de la colonne), la température au sommet de la
colonne est déterminée par approximation successive à partir de l’équation de l’isotherme de la
phase vapeur :
∑ (Y’ Di /K i )=1…………………….….(III-8-1).
Chapitre III La Rectification
FST2017 54 CE/MASTER
La température au fond de la colonne (dans le rebouilleur doit être calculer comme la
température de bulle du Résidu à la pression Pf) Est déterminer par approximation successive à
partir de l’équation de l’isotherme de la phase liquide.
∑ (K i . XR’,i)=1…………….…….(III-8-2).
Et pour la température de la charge, elle peut être déterminée en trois cas :
1- Si l'est à l’état liquide, on utilise l’équation suivante :
∑ (K i . XL,i)=1……….…………..(III-8-3).
2- Si l'est à l’état vapeur, on utilise l’équation suivante :
∑ ( Y’L i /K i )=1……………………(III-8-4).
3- Si l'est à l’état liquide-vapeur, on utilise l’équation suivante :
∑X’ 0,i = ∑[ X’ i /1 + e’(Ki-1) ] = 1……(III-8-5).
(Y’ 0,i / X’0,i ) = Ki……......................... (III-8-6).
Ou :
- e : Taux de vaporisation.
- XL,i : Concentration molaire de constituant « i » dans la charge.
- Y0,i : Concentration molaire de constituant « i » dans la phase liquide.
- X’ 0,i : Concentration molaire de constituant « i » dans la phase vapeur.
III-8) Taux de vaporisation et composition des phases liquides et vapeurs
de la charge :
Lors du calcul de la zone d’alimentation, il est nécessaire de disposer du débit et de la
composition des phases liquides et vapeurs de la charge.
D‘après la définition de taux de vaporisation et de condensation de la charge, on a :
eo'=Go /L d’où : Go = eo' . L………………………(III-9-1) .
ro'=go /L d’où : go = ro' . L……….………………(III-9-2) .
- eo’ : Taux de vaporisation molaire de la charge.
- ro’ : Taux de condensation molaire de la charge.
- Go : Débits molaires de la phase liquide de la charge.
- go : Débits molaires de la phase vapeur de la charge.
Chapitre III La Rectification
FST2017 55 CE/MASTER
A la pression et la température donnée, le taux de vaporisation ainsi que la composition des
phases de la charge sont déterminées par approximation successive d’après l’équation connue de
TREGOUBOV .
∑ x’oi = ∑[x’ Li /1+e(Ki-1)] = 1………………………....(III-9-3) .
Ou : ro' + eo' = 1…………………………....….(III-9-4) .
Cette dernière équation peut être utilisée également pour déterminer la température de la charge
si l a pression et (eo') sont connus.
� Remarque :
1- Si e’o = 0 : la charge se trouve à sa température de bulle et (go = L), on utilise l’équation
d’isotherme de la phase liquide pour déterminer cette température.
2- Si e’o = 1 : la charge se trouve à sa température de rosé et (G0 = L), on utilise l’équation
d’isotherme de la phase vapeur pour déterminer cette température.
Pour calculer le taux de vaporisation en fonction de la température, on peut utiliser la relation
approximative suivante :
e’o = ln(T/Tb)/ln(T r/Tb)……….................................(III-9-5).
Où : - T : la température considérées (°k).
- Tb : la température de bulle (°k).
- Tr : et de rosé de la charge (°k).
III-9) Choix du taux de reflux :
Le taux de reflux détermine les dimensions de l’équipement et les dépenses énergétiques au
sommet et au fond de la colonne.
III-9-1) Fonctionnement à reflux minimal :
Le fonctionnement à reflux minimal correspond à un nombre infini de plateaux pour la
séparation spécifiée, donc d’après la formule d’UNDERWOOD : généralement, on détermine le
taux de reflux minimal suivant l’équation :
(r f)min = φ Σ(YDi/αLi -φ)….…………………………..(III-10-1-1).
(rb)min = φ Σ(αLi . X’R,i/αLi -φ)…...............................(III-10-1-2).
Où :
Chapitre III La Rectification
FST2017 56 CE/MASTER
- αLi : Le coefficient de volatilité d’u constituant « i » quelconque par rapport au constituant
clés lourd déterminé à la température d’entré de la charge.
- φ : Paramètre conventionnel déterminé par approximations successives.
La relation entre (rf)min et (rb)min est donnée par la formule suivante :
(rb)min = [ (D(r f)min/L) + (1- e’o) - (R/L) ] / (R/L) …...(III-10-1-3).
III-9-2) Taux de reflux optimal :
En suite, on détermine le taux de reflux opératoire ou optimal suivant qui correspond un
nombre de plateaux théoriques (chaque taux de reflux correspond un nombre fini de plateau
théorique et que ce nombre diminue quand le taux de reflux s’accroît).
Pour ces calculs approximatifs, on peut utiliser la formule proposée par GILLILAND :
[ (r f) opt - (rf) min ] / [ (r f) opt + 1 ] = 0,1÷0,33 ......................(III-10-2-1).
Donc on aura :
(r f) opt = 1,3. (rf) min +0,30 .................................................... (III-10-2-2).
III-10) Bilan thermique de la colonne :
L’établissement du bilan thermique de la colonne peut être nécessaire pour déterminer :
� La quantité de chaleur à apporter au rebouilleur.
� La quantité de chaleur à retirer au condenseur.
Ainsi que pour vérifier :
� Le débit de fluide chauffant et le débit de fluide refroidissant.
� Le débit de reflux.
La somme des flux enthalpiques entrants doit être égale à la somme des flux enthalpiques
sortants.
Les flux enthalpiques entrant sont généralement :
� La chaleur apportée au rebouilleur.
� Le flux enthalpique des produits alimentant la distillation. �
Chapitre III La Rectification
FST2017 57 CE/MASTER
Les flux enthalpiques sortant sont généralement :
� La chaleur retirée au condenseur.
� Les flux enthalpiques des produits extraits de la distillation.
L’équation de bilan thermique de la colonne entière s’écrit :
L . hL + QRb = D.. hD + = R.hR + QCon ......................(III-11-1).
Avec : hL = é0 . H0 + (1-éF).h0................................................ (III-11-2).
QR = GR.(HR - hR).........................................................(III-11-3).
QCon = (D+gx).(HD – hD)...............................................(III-11-4).
On a :
� QRb : Charge thermique du rebouilleur.(Kcal/h).
� QCon: Charge thermique du condenseur.(Kcal/h).
� e0 : Taux de vaporisation de la charge (%molaire).
� H0 : Enthalpie de la phase vapeur de la charge (Kcal/Kmole).
� h0 : Enthalpie de la phase liquide de la charge (Kcal/Kmole).
� hD : Enthalpie du distillat à l’état liquide. (Kcal/Kmol).
� HD : Enthalpie du distillat à l’état vapeur. (Kcal/Kmol).
� hR : Enthalpie du résidu à l’état liquide (Kcal/Kmol.).
� HR : Enthalpie de l’effluent provenant du rebouilleur (Kmol/h).
� hR : Enthalpie de la phase liquide qui sorte du four.(Kmol/Kmol).
� GR : Débit de l’effluent provenant du rebouilleur (Kmol/h).
� gx : Débit du reflux liquide froid (Kmol/h).
A partir du bilan thermique de la colonne :
gx = (rf) opt . D …………………………………… (III-11-5).
Gx = (rb) opt . R………………………………………(III-11-6).
Avec :
(rb) opt : le taux de rebouillage optimal est défini par :
(rb)opt = [ (D.(rf)opt/L) + (1- e’o) - (R/L) ] / (R/L) …..(V-11-7).
Chapitre IV Transfert de matière et de chaleur
FST2017 58 CE/MASTER
IV- Transfert de matière et transfert de chaleur :
IV-1) Introduction :
Dans la charge chaude venant du four, là où arrive la vapeur de rebouillage, la
température est plus élevée. En tète où, arrive le liquide froid du reflux de tête, on trouve la
température plus basse.
Entre les deux extrémités, les températures s’échelonnent de plateau en plateau, chacune elles
ayant sa propre température qui est toujours supérieure à celle du plateau de dessus et
inférieure à celle du plateau de dessous.
La vapeur qui monte d’un plateau à l’autre rencontre un liquide plus froid qu’elle, il
y a échange thermique. La vapeur montante réchauffe le liquide descendant qui le refroidit.
Tout le long de sa montée, la vapeur va perdre ses calories à l’inverse du liquide qui va en
gagner.
Parallèlement, il se produit un échange de matière entre les éléments plus volatils et
moins volatils par vaporisation des liquides et condensation des vapeurs. Ainsi, plus il y aura
de plateaux plus les produits en tête et au fond de la colonne seront purs. Certaines colonnes
peuvent être équipées de plus de cent plateaux.
IV -2) Lois fondamentales de transfert de matière :
Considéreront une phase vapeur composée de constituants auxquels on peut appliquer
la loi des gaz parfaits ; alors, la pression partielle d’un constituant (Pi) est proportionnelle à la
pression du système «π » et à sa concentration molaire (yin’) :
Pi =π Y’ i ……………………………………………………………….(IV-1).
Lois de Raoult et d’Henry :
Les lois de Raoult et d’Henry ne sont applicables que pour les liquides.
Considérons une phase liquide composée de constituants entièrement miscibles. On conçoit
aisément que la tendance des molécules d’un constituant à s’échapper de la phase liquide soit
proportionnelle à la concentration molaire de ce constituant à cette phase.
D’après la loi de Raoult la pression partielle (Pli) d’un constituant est égale au produit
de sa tension de vapeur (P0i) à l’état pur par sa concentration molaire en phase liquide :
PiL =P0i. X’ i ……………………………………………………….…..(IV-2).
Chapitre IV Transfert de matière et de chaleur
FST2017 59 CE/MASTER
Dans le cas des mélanges réels les constituants obéissent à la loi d’Henry, d’après cette
loi, la pression partielle d’un constituant, la température étant fixe, est proportionnelle à la
concentration molaire du constituant dissout dans la phase liquide :
Pi L =E i. X’ i …………………………………………………………..(IV-3).
Avec :
Ei : constante d’Henry ; dépend de la nature du constituant et de la température.
A l’équilibre, les pressions partielles d’un même constituant dans les deux phases liquides
et vapeur sont égales :
PLi = PV
i …………………………………………………….………..(IV-4).
Donc :
Y’ i = (P0i /π). X’………………………………………………..…….(IV-5).
(P0i / π) = Ki : coefficient d’équilibre du constituant «i ».
IV -3) Lois fondamentales de transfert de chaleur :
L’expérience montre que deux corps isolés de l’ambiance et à température différente
échangent de l’énergie sous forme de chaleur jusqu’à disparition complète de leur différence
de température. Cet échange peut se faire de trois façons différentes :
Par conduction : s’il y à contact physique entre les molécules des corps contiguës et
immobiles, le transfert de chaleur correspond alors à la transmission d’une énergie cinétique
due aux chocs des molécules fluide, aux oscillations longitudinales des molécules de solides
non- conducteurs de l’électricité, ou aux mouvements des électrons dans les autres cas.
Par convection : s’il s’agit de fluide en mouvement, et que la transmission de chaleur
accompagne le déplacement de filetés d’un seul fluide ou s’opère par mélange des deux
fluides, ce mode de transfert est donc essentiellement régi par les lois des écoulements des
fluides, ainsi que par celles de la conduction.
Par rayonnement : tout corps porté à une température supérieure à zéro absolu (0oK)
rayonne dans toutes les directions, une énergie sous forme d’ondes électromagnétiques.
Inversement, tout corps est susceptible d’absorber tout ou partie d’une énergie
électromagnétique analogue à celle qu’il serait susceptible d’émettre, cette forme de transfert
de chaleur ne nécessite donc entre les corps considérés aucun support matériel, et s’identifie
parfaitement à la propagation de la lumière c’est à dire à l’optique.
Chapitre IV Transfert de matière et de chaleur
FST2017 60 CE/MASTER
En réalité tout échange thermique s’effectue simultanément sous les trois formes précédentes,
mais généralement l’une d’elles est prédominante, et les autres peuvent être négligées,
cependant lorsque les trois modes de transfert sont concurrents, il est nécessaire décrire que
l’échange est la somme des trois effets, comme se serait le cas pour le refroidissement à l’air
d’une plaque métallique à très haute température.
IV -3-1) Lois fondamentales d’échange de chaleur :
ΙV -3-1-a)Gradient de température :
Dans tous les cas le transfert de chaleur est transmis des points les plus chauds aux
points les plus froids. Cet écoulement s’effectue à travers des surfaces isothermes et suivant la
ligne énergétique :
gradtdn
dt = ……………………………….………(IV-6).
Où : grad t : gradient de température.
n : La normale à la surface isotherme.
Le gradient de température est un vecteur dirigé suivant la normale de la surface
isotherme, numériquement égal au dérivé partiel de la température par la normale. Ce vecteur
est dirigé vers le sens de l’augmentation de la température.
IV -3-1-b) Loi de Fourier :
Une quantité de chaleur qui passe par conduction à travers un élément de surface peut
être exprimée par la loi de Fourier :
dtdFdx
dtdQ .. =−= λ . …………………………………..(IV-7).
TFdx
dtQ .. =−= λ ………………………………………...(IV-8).
En introduisant le flux thermique qui à pour expression :
TF
.= ……………………………………….….…….…(IV-9).
dx
dtq λ−= ………………………………………………….(IV-10).
Ou :
q : quantité de chaleur qui s’écoule pendant une unité de temps à travers la surface (w/ m2).
λ : Conductibilité thermique (w/ m2°c).
Chapitre V les échangeurs de chaleur
FST2017 61 CE/MASTER
V-Les échangeurs de chaleur :
Introduction :
Les procès les plus couramment rencontrés dans l’industrie pétrochimique ou autre,
font intervenir l’échange de chaleur entre deux fluides. Le système utilisé dans cette situation
est un échangeur de chaleur : C’est un appareil destiné à transférer un flux de chaleur d’un
fluide à un autre. En général, les deux fluides sont séparés par une paroi (simple ou
composée) constituant ainsi une résistance thermique. Dans certains équipements, le transfert
thermique se fait par contact direct entre les fluides en présence. C’est le cas des condenseurs,
évaporateurs, tours de refroidissement, où l’un des fluides subit un changement de phase.
V-1) Classification des échangeurs de chaleur :
La classification des échangeurs peut obéir au procédé de transfert, à l’écoulement des
fluides, le degré de compacité, mais surtout le type de conception technologique.
V-1-1) Procédé de transfert :
Les fluides mis en jeu dans l’échangeur peuvent entrer en contact direct : c’est le cas
des tours de refroidissement des centrales nucléaires. En revanche, si les fluides sont séparés
par une paroi comme dans le cas d’un radiateur de chaleur, l’échangeur sera dit à contact
indirect.
V-1-2) Degré de compacité :
La compacité est définie par le rapport de l’aire de la surface d’échange au volume de
l’échangeur. R.K. Shah propose qu’un échangeur soit considéré comme compact si sa
compacité est supérieure à 700 m2/m3, cette valeur est susceptible de varier de
500 à 800 m2/m3.
V-1-3) Ecoulement des fluides :
Selon le sens d’écoulement des deux fluides, on distingue trois types d’échangeurs :
échangeur à co-courant, à contre-courant et à courants croisés.
Chapitre V les échangeurs de chaleur
FST2017 62 CE/MASTER
V-1-4) Conception technologique :
C’est la classification la plus répandue. Le modèle le plus simple d’échangeur qui
puisse exister se compose de deux tubes coaxiaux. L’un des fluides circule dans le tube
intérieur, alors que l’autre circule dans l’espace annulaire formé par les deux tubes : C’est
l’échangeur tubulaire. On peut avoir aussi des échangeurs à faisceaux de tubes et calandre, ou
à plaques (dits à surface primaire ou à surface secondaire), ou encore d’autres types tels que
les échangeurs spiraux, à surface raclée, en plastique, ...ect.
V-2) Les fonctions des échangeurs :
Les échangeurs de chaleurs souvent appelées les échangeurs de températures.
Ces appareillages peuvent avoir à assurer des fonctions différentes, éventuellement
simultanées relativement aux objectifs concernant l’un des fluides ou les deux fluides
participent à l’échange.
V-2-1) Fonction réfrigération :
• Réfrigérant (cooler) : il refroidit un liquide ou un gaz par circulation d'un fluide
auxiliaire, généralement de l'eau.
• Réfrigérant intermédiaire (intercooler), final (aftercooler) : ces termes sont plutôt
réservés aux réfrigérants de gaz comprimés au divers étages de compression.
• Réfrigérant final (trim cooler) : réfrigérant qui termine la réfrigération d'un produit.
Souvent, ce terme désigne le réfrigérant à eau qui assure les conditions de sécurité
requises pour le stockage des produits, par extension, il désigne aussi l'association
aéroréfrigérant suivi d'un réfrigérant à eau fréquemment utilisée pour cette fonction.
• Chiller : il refroidit un fluide de procédé par évaporation d'un fluide frigorigène
(ou par de l'eau réfrigérée).
V-2-2) Fonction réchauffage :
• Préchauffeur (preheater) : il préchauffe un fluide de procédé par la vapeur d'eau ou
un fluide chaude procédé, la chauffe se poursuivant souvent dans un four en aval.
• Réchauffeur (heater) : il réchauffe également un fluide de procédé mais le terme
s'emploie surtout pour désigner l'appareil qui réchauffe un produit stocké.
Chapitre V les échangeurs de chaleur
FST2017 63 CE/MASTER
Les termes réchauffeur et Préchauffeur d'air s'appliquent aux appareils (cycliques ou non)
assurant la préchauffe de l'air de combustion d'une chaudière ou d'un four par récupération
d'une partie de la chaleur contenue dans les fumées ou dans un autre fluide auxiliaire.
• Economiseur (economizer) : ce terme est plutôt réservé au serpentin permettant la
préchauffe de l'eau d'alimentation des chaudières par les fumées.
• Surchauffeur (super heater) : il augmente la température d'une vapeur au-delà de sa
température de condensation.
V-2-3) Fonction condensation :
• Condenseur (condenser) : il assure la condensation totale (total condenser) ou
partielle (partial condenser) de vapeur par circulation d'eau ou d'un fluide de procédé
suffisamment froid.
• Aérocondenseur : il a la même fonction que le précédent en utilisant l'air comme
fluide froid.
• (Subcooler) : il assure simultanément la condensation de vapeur et le refroidissement
des condensats généralement par circulation d’eau.
V-2-4) Fonction vaporisation :
• Vaporiseur (vaporizer) : il assure la vaporisation totale ou partielle d'un liquide de
procédé, l'apport de chaleur étant fait par de la vapeur d'eau ou un fluide chaud de
procédé éventuellement en condensation.
• Bouilleur (reboiler) : il vaporise une partie des produits de fonds de colonnes pour les
renvoyer au fractionnement.
• Générateur de vapeur : il produit de la vapeur par récupération de chaleur sensible
contenue dans les fluides de procédés, des fumées de fours ou des lits catalytiques
(Waste heat boiler) ou par combustion de gaz ou de liquides résiduels (Steam
generator).
• Evaporateur (evaporator) : terme plutôt utilisé pour désigner l'appareil qui concentre
des solutions aqueuses par évaporation d’eau, cependant il peut désigner aussi un
vaporiseur et un chiller.
Chapitre V les échangeurs de chaleur
FST2017 64 CE/MASTER
V-3) Les différents types d’échangeurs :
V-3-1) Les échangeurs tubulaires a faisceau et calandre :
Ce type d'échangeurs est de loin le plus répandu dans les unités de transformations des
industries chimiques et pétrochimiques. Un faisceau de tubes est situé à l'intérieur d'une
calandre dans laquelle circule le deuxième fluide. Cette conception se retrouve également
dans les condenseurs, les rebouilleurs et les fours multitubulaires.
Le faisceau est monté en deux plaques en communication avec des boîtes de
distribution qui assurent la circulation du fluide à l'intérieur du faisceau en plusieurs passes.
Le faisceau muni de chicanes est logé dans une calandre possédant des tubulures d'entrée et
de sortie pour le deuxième fluide circulant à l'extérieur des tubes du faisceau selon un chemin
imposé par les chicanes.
Tous les éléments entrant dans la construction de ces échangeurs ont fait l'objet d'une
normalisation, tant par la T.E.M.A. (Tubular Exchangers Manufacturer's Association) que
l'A.S.M.E. (American Society of Mechanical Engineers) ou l'A.P.I. (American petroleum
institute).
Dans les ouvrages généraux consacrés au transfert de chaleur, on trouvera les schémas
des principaux types d'échangeurs à faisceau et calandre.
La calandre est généralement réalisée en acier au carbone et les brides portant les
boîtes de distribution et le couvercle sont soudés. Les tubes du faisceau répondent à des
spécifications très sévères. Le choix du matériau dépend de l’utilisation:
• acier au carbone pour usage courant.
• laiton amirauté pour les appareils travaillant avec l'eau de mer.
• aciers alliés pour les produits corrosifs et les températures élevées.
• aluminium et cuivre pour les très basses températures.
Les tubes sont fixés dans les plaques par mandrinage et la perforation des trous dans les
plaques est réalisée selon une disposition normalisée, soit au pas triangle, soit au pas carré.
Chapitre V les échangeurs de chaleur
FST2017 65 CE/MASTER
Le pas triangle permet de placer environ 10 % de plus de tubes que le pas carré sur une
plaque tubulaire de diamètre donné, mais, en contre partie, la disposition des tubes rend
difficile le nettoyage des tubes par insertion de grattoirs.
Les chicanes qui permettent d'allonger le chemin du fluide circulant dans la calandre
sont souvent constituées par un disque de diamètre légèrement inférieur à celui de la calandre
comportant une section libre représentant 20 à 45 % de la section.
V-3-1-2) Boites de distribution :
La boite de distribution permet de distribuer le fluide en vue de réaliser, 2, 4,6 ou 8
passes. Le nombre de passe est généralement limité par la perte de charge admissible. Le
second facteur limitant est si la différence de température à l’entrée et à la sortie est
importante ; pour une différence de 150°C une seule passe s’impose.
V-3-1-3) La calandre :
C’est l’enveloppe métallique cylindrique entourant le faisceau tubulaire. Son matériau
doit être compatible avec le fluide utilisé. Les matériaux les plus courants sont les aciers
ordinaires, les aciers inoxydables, le cuivre ou les matières plastiques. Il semble que la limite
technologique des calandres se trouve aux alentours d’un diamètre de 2m.
V-3-1-4) Plaques tubulaires :
Ce sont des plaques percées supportent les tubes à leurs extrémités, leurs épaisseurs
varient entre 5 et10 cm.
V-3-1-5) Faisceau :
C’est l’ensemble des tubes constituant le faisceau, les épaisseurs de tubes sont
normalisées selon le calibre BWG (Birmingham wire Gage) La perforation des trous dans les
plaques tubulaires est normalisée ; elle s’effectue selon une disposition soit au pas carré, soit
au pas triangulaire.
V-3-1-6) Chicanes :
Les chicanes peuvent avoir deux rôles :
1. Augmenter la rigidité du faisceau, pour éviter des phénomènes de vibration.
Chapitre V les échangeurs de chaleur
FST2017 66 CE/MASTER
2. Augmenter la vitesse du fluide.
Il existe deux types de chicanes :
• Chicanes transversales : sont généralement constituées par un disque ayant un
diamètre légèrement inférieur à celui de la calandre et comportant un segment libre
dont la surface représente 20à45%de la section totale. Ces chicanes ont pour but
d’allonger le chemin du fluide circulant dans la calandre, et d’améliorer ainsi le
transfert à l’extérieur du tube.
• Chicanes longitudinales : sont généralement constituées par une simple tôle insérée
au milieu du faisceau cette disposition oblige le fluide à effectuer un aller et un retour
dans la calandre.
V-3-1-6) Déflecteurs ou plaque de protection du faisceau :
Pour éviter ou du moins minimiser l’érosion de tube du faisceau, des déflecteurs de
protection peuvent être installés faces aux tubulures d’entrée du fluide côté calandre,
l’obligation de leur mise en place est définie dans les standards (TEMA) en fonction de la
nature, de l’état du fluide et du produit ρ. u2 (ρ : masse volumique, u : vitesse du fluide).
Ces déflecteurs, d’une épaisseur de l’ordre de 1/2in, sont circulaires, carrés ou rectangulaires,
soudés sur des tirants ou entretoise.
V-3-1-7) Assemblage faisceau-calandre :
Il existe une très grande variété d’échangeurs faisceau et calandre qu’il n’est pas
possible de présenter en totalité. On ne présente que 04 types les plus reconnus :
a) Echangeur à tête flottante (type AES) :
L'une des plaques tubulaires est fixe, bloquée entre les brides de la calandre et de la
boîte de distribution. La seconde plaque, d'un diamètre inférieur, porte la boîte de retour et
peut coulisser librement à l'intérieur du capot qui ferme la calandre. Les appareils permettant
l'expansion thermique du faisceau constituent la grande majorité des échangeurs utilisés en
pétrochimie ou en raffinage du pétrole. L'exemple représenté ci-dessous est à 2 passes côté
tubes et une passe côté calandre. Ce type d'appareil présente certains inconvénients en
particulier, le joint de la boîte de retour est invisible et une fuite se traduit par une pollution de
l'autre fluide plus ou moins difficile à détecter.
Chapitre V les échangeurs de chaleur
FST2017 67 CE/MASTER
b) Echangeur à tubes en U (type CFU) :
Le faisceau est constitué de tubes coudés en forme d'épingle, il n'est donc porté que
par une seule plaque tubulaire. Ce système permet la libre dilatation du faisceau. En revanche,
le nettoyage de tubes est difficilement réalisable autrement que par voie chimique. Ils sont
obligatoirement à 2 passes côté tubes, dans l'exemple présenté ci-dessous, l'appareil est à deux
passes côté calandre. Celle-ci porte en effet une chicane longitudinale et les deux tubulures
d'entrée et de sortie du fluide qui passe côté calandre sont dans un même plan vertical.
Fig.V.1 : schéma de l’échangeur à tête flottante.
Fig.V.2 : schéma de l’échangeur à tubes en U (type CFU).
Chapitre V les échangeurs de chaleur
FST2017 68 CE/MASTER
c) Echangeur à plaques tubulaires fixes (type BEM) :
Dans ce cas, les plaques tubulaires peuvent être directement soudées sur la calandre.
Faisceau et calandre étant solidaires, ces appareils ne peuvent être utilisés que si la différence
de température entre les fluides chaud et froid est suffisamment faible pour que la dilatation
ou la contraction du faisceau soit acceptable.
Un soufflet de dilatation est prévu à cet effet. Par ailleurs, le faisceau n’étant pas démontable, on ne peut effectuer le nettoyage de l’extérieur des tubes que par voie chimique.
Leur emploi sur des services encrassants est exclu.
L’exemple représenté ci-dessous est à une passe côté tube et une passe côté calandre.
Chaque boite ne porte dans ce cas, qu’une tubulure d’entrée ou de sortie du produit qui passe
dans les tubes.
Fig.V.3 : schéma de l’échangeur à plaques tubulaires fixes (type BEM).
Chapitre V les échangeurs de chaleur
FST2017 69 CE/MASTER
d) Echangeur type Kettele (AKT) :
Cet appareil est utilisé quand il s'agit de vaporiser partiellement un liquide et il est
conçu pour assurer la séparation des deux phases. Le liquide à vaporiser vient baigner le
faisceau tubulaire à l'intérieur duquel circule le fluide chaud. Un déversoir maintient le niveau
liquide juste au-dessus du faisceau.
La calandre est d'un diamètre nettement supérieur à celui du faisceau, ce qui aménage
une zone de désengagement de la vapeur et permet d'éviter les entraînements de liquide.
La vapeur produite sort par la tubulure située à la partie supérieure de la calandre. Le
liquide non vaporisé passe au-dessus du barrage et il est soutiré de l'appareil généralement
sous contrôle de niveau (les prises de niveau apparaissent sur le schéma). Ici, le faisceau
(à deux passes) est du type à fond flottant mais on utilise également des tubes en U. Ce type
d'appareil tolère des taux de vaporisation élevés. Mais le temps de séjour du liquide est
relativement grand, ce qui favorise l'encrassement où la dégradation des produits sensibles à
la chaleur.
Fig.V.4 : schéma de l’échangeur type Kettele (AKT).
Chapitre V les échangeurs de chaleur
FST2017 70 CE/MASTER
V-3-2) Autres échangeurs tubulaires :
V-3-2-1) Echangeur double –tube ou à tubes coaxiaux :
Ces échangeurs sont constitués par des éléments rectilignes de deux tubes
concentriques raccordés à leurs extrémités par des coudes. Les divers éléments sont tous
assemblés par des raccords à démontage rapide, et le remplacement des tubes est possible. Les
problèmes de dilatation thermique et d'étanchéité entre le tube intérieur et le tube extérieur
sont résolus par l'utilisation de presse étoupe ou de joint torique.
Les tubes sont généralement en acier et les longueurs courantes sont de 3,6 - 4,5 ou 6m.
On utilise également des tubes en verre et en graphite dans des applications
particulières. Ces appareils sont intéressants pour les facilités qu'ils offrent pour le démontage
et l'entretien. Ils peuvent fonctionner à contre-courant pur, ce qui permet d'obtenir de bons
rendements. Par contre, ils présentent les inconvénients suivants :
• risque de fuites aux raccords.
• flexion du tube intérieur si la longueur est importante.
• surface d'échange faible pour le volume global de l'appareil par suite du rayon
minimal des coudes reliant les longueurs droites des tubes.
Ces échangeurs utilisés depuis l'origine, conviennent aux produits sales, pour des
débits faibles et des températures et des pressions élevées.
V-3-2-2) Echangeurs multi-épingles ou multitubes :
Sur le même principe que celui des doubles-tubes sont conçus les appareils multitubes
composés de tubes en U, ailettes ou non, fixées à leurs extrémités sur une plaque tubulaire.
Les tubes sont logés dans deux calandres cylindriques reliées, soit par des coudes à 180°
enveloppant les coudes des épingles, soit par des boites de retour à couvercles plats ou
bonnets. Chaque épingle peut se dilater indépendamment l’une de l’autre.
V-3-2-3) Utilisation des échangeurs double-tube et multi-épingles :
Ces échangeurs conduisent à des solutions alternatives intéressantes à l’emploi des
échangeurs tubulaires à faisceau et calandre conventionnels, en particulier dans les cas
suivants :
Chapitre V les échangeurs de chaleur
FST2017 71 CE/MASTER
• Pour de faible surface d’échange requis, de l’ordre de 50 m ² et moins.
• Pour des hautes pressions.
• Dans le cas de croisement important des températures de sortie accompagné le plus
souvent d’approches faible.
V-3-3) Echangeurs compacts non tubulaires :
Comme leur nom l’indique, ce sont des échangeurs de chaleur présentant une grande
surface d’échange par unité de volume, environ 700 à 1000m2/m
3, alors que l’échangeur
tubulaire conventionnel présente une capacité de l’ordre de 100 à 200 m2 /m
3.
Pour des services équivalents, les échangeurs de chaleur compacts offrent moins de volume et
de poids, ont une plus grande efficacité thermique, sont moins chers à qualité de matériau
égale Les géométries utilisées favorisent les turbulences et Atténuent le plus souvent les
phénomènes d’encrassement, conduisent à de faibles volumes de rétention de fluide limitant
les temps de séjour comparativement à l’utilisation d’échangeurs classiques.
Compte tenu des raisons développements technologiques réalisés, ils sont plus utilisés
que par le passé dans le domaine du raffinage, de la pétrochimie et du gaz.
Tout particulièrement leur compacité apporte des avantages considérables lorsqu’ils doivent
être installés sur des installations offshores ou encombrement et poids sont des critères
déterminants.
V-3-3-1) Echangeurs à plaques et joints :
Un échangeur à plaques est constitué d'un ensemble de plaques embouties, en inox ou
en tous autres matériaux nobles tels que le titane, l'hastelloy…ect. Selon les utilisations
prévues. Le transfert de chaleur entre les deux fluides s'effectue à travers de ces plaques.
Les plaques munies de joints qui assurent l'étanchéité, sont comprimées entre un bâti fixe et
un plateau de serrage mobile au moyen de tirants latéraux, elles sont suspendues entre deux
barres horizontales fixées sur la partie fixe et sur une colonne support.
La simplicité de la construction de l'échangeur de chaleur à plaques permet de le
démonter facilement pour inspection ou nettoyage. Par contre, le remontage est souvent
délicat à cause de la mise en place des joints entre les plaques, particulièrement pour les
plaques de grande taille.
Chapitre V les échangeurs de chaleur
FST2017 72 CE/MASTER
Les principaux avantages des échangeurs à plaques sont les suivants :
Ils sont simples et peu encombrants (1m3 pour 200m2 de surface d'échange), ils offrent
la possibilité de traiter plusieurs liquides simultanément par l'emploi de boîtes de distribution
intermédiaires, leurs plaques sont interchangeables.
Ils conviennent surtout aux échanges liquide-liquide. Leur utilisation est limitée aux
pressions inférieures à 25 bars et aux températures inférieures à 200°C.
V-3-3-2) Echangeurs à plaques brasées :
La surface d’échange de cette variante d’échangeurs à plaque est constituée de plaques
corruguées en acier inoxydable assemblées par brasure sous vide, éliminant ainsi l’emploi de
joints et armatures de serrage, ce qui réduit considérablement leur taille.
Les performances de transfert des échangeurs brasés varient en fonction du fabricant et
peuvent aller jusqu’à 600 kW et plus. Quant à la pression et la température de service, elle
peut atteindre respectivement 30 bars et 225°C.
V-3-3-3) Echangeur à plaques soudées :
Des chambres faites, d'une tôle emboutie soudée sur une tôle plane sont auto-
résistantes à la pression. Elles alternent avec des chambres sans point de contact permettant la
circulation de fluides chargé ou encrassant.
Il existe une très grande variété d’échangeurs à plaques soudées qu’il n’est pas
possible de présenter en totalité en raison du nombre très important de constructeurs dans ce
domaine.
V-3-3-4) Echangeurs à plaques ailettes :
En général, ils sont constitués par des plaques en aluminium brasé et ondulées de
manière à procurer une surface d’échange secondaire allant jusqu’à 90 % de la surface totale,
ce qui en fait des échangeurs très compacts (compacité comprise entre 850 à1500 m2/m3).
Par ailleurs, la bonne conductivité de l’aluminium, sa rigidité ainsi que sa légèreté font de ces
échangeurs des équipements particulièrement appréciables dans le domaine de la cryogénie où
les plages de température peuvent varier de -270 °C à 200 °C et des niveaux de pression
atteignant exceptionnellement 120 bars.
Chapitre V les échangeurs de chaleur
FST2017 73 CE/MASTER
V-3-3-5) Echangeurs à spirale :
Généralement constitués de deux ou quatre bandes de tôle enroulées et maintenues
parallèles (par des taquets soudés sur les plaques) autour d’un collecteur central cylindrique,
ils sont assez compacts (jusqu’à 150 m2/m3).
Les tôles sont soudées bord à bord de chaque côté du cylindre pour assurer l’étanchéité inter-
circuit.
L’écoulement circulaire du fluide provoque un écoulement turbulent qui augmente la
capacité de l’échange et empêche les solides en suspension de se déposer.
Les plages d’utilisation vont de -40 à 300°C en température et du vide absolu à 25 bars
en pression.
V-4) Principe de fonctionnement :
Généralement, sauf cas très particuliers d’échange fluide-solide (ou assimilé), les
échangeurs permettent un échange de chaleur entre deux fluides en mouvement .ils sont dits :
• à surface les deux fluides sont séparés par une paroi.
• à contact direct ou à mélange lorsque les deux fluides sont mélangés.
V-4-1) Les échangeurs à surface :
L’échange de chaleur entre deux fluides séparés par une paroi est caractérisé
localement par :
• Le potentiel thermique local ∆θ, différence de température entre les deux fluides.
• L’élément de surface d’échange dA mis en œuvre.
• La résistance au transfert R, résultante de diverses résistances en série et correspondant :
- au transfert par convection entre le fluide chaud et la paroi.
- au transfert par conduction à travers la paroi.
- au transfert par convection entre la paroi et le fluide froid. Au salissement éventuel de
chaque côté de la paroi.
Chapitre V les échangeurs de chaleur
FST2017 74 CE/MASTER
Fig.V.5: Résistances au transfert
En régime permanent la loi de transfert caractérisant l’échange s’exprime sous la
forme : flux = potentiel/ résistance, le flux Φ étant le débit de chaleur par unité de surface
d’échange,soit : ∅ = ��/�� = ∆�/ = . ∆� .
V-4-2) Les échangeurs à contact direct (ou à mélange) :
Aucune paroi ne sépare les deux fluide qui sont alors mélangés, les applications dans
le domaine du raffinage se trouvent en conséquence limitées .Toutefois, lorsque les deux
fluides peuvent être séparés facilement et que la contamination n’est pas un problème majeur,
les échangeurs à mélange peuvent être utilisés, c’est en particulier le cas de l’échange entre
une phase liquide et une phase gazeuse, le transfert de chaleur étant lié au phénomène de
transfert de masse entre phases.
Le débit de chaleur transféré est conditionné localement par :
• Le potentiel thermique localθ∆ , différence de température entre les deux phases.
• L’élément de volume de contact entre les deux phases dν .
• La résistance au transfert, résultant de :
- la résistance due à la phase liquide, généralement très faible.
- La résistance due à la phase gazeuse.
Chapitre V les échangeurs de chaleur
FST2017 75 CE/MASTER
V-5) Mode de circulation des fluides :
L’organisation de la circulation des fluides de chaque côté de la paroi constituant la surface
d’échange correspond à différents modes de base ou à des combinaisons entre ces modes.
Seules les solutions technologiques les plus utilisées sont présentées dans ce qui suit :
V-5-1) Ecoulement des deux fluides parallèles et de même sens :
Il s’agit d’échangeurs dits à co-courants où la température de fluide froid ne peut pas
être supérieure à la température de sortie du fluide chaud. Les températures des fluides
évoluent pendant leur traversée longitudinale de l’échangeur, à moins que l’un des fluides ne
subisse un changement de phase, auquel cas sa température reste constante.
V-5-2) Ecoulement des deux fluides parallèles mais de sens contraires :
Il s’agit d’échangeurs à contre-courants où la température de sortie du fluide froid peut
dépasser la température de sortie du fluide chaud. Cette disposition est l’une des plus
favorables pour l’échange thermique. De la même façon que précédemment.
L’avantage de l’échangeur à contre-courants sur l’échangeur à co-courants est de
nécessiter, pour un même flux de chaleur, des surfaces d’échanges plus faibles.
V-5-3) Ecoulement des deux fluides croisés avec ou sans brassage :
Les deux fluides s’écoulent perpendiculairement l’un à l’autre. Le fluide non brassé est
canalisé : c’est celui dont la veine est divisée entre plusieurs canaux parallèles distincts et de
faible section. L’autre fluide circule librement entre les veines et peut être considéré comme
partiellement brassé du fait des tourbillons générés par les tubes.
Le brassage a pour effet d’homogénéiser les températures dans les sections droites de
la veine fluide. Sans cela, les températures varient non seulement avec la direction de
l’écoulement, mais aussi dans la section de veine.
Les trois écoulements précédemment décrits, à co-courants, à contre-courants, à
courants croisés sont rarement utilisés dans toute leur simplicité. En effet, un échangeur se
réduit rarement à un tube unique ou deux plaques, néanmoins, l’étude de ces cas élémentaires,
dans le cadre d’une première approche, est nécessaire : l’échangeur industriel étant en général
Chapitre V les échangeurs de chaleur
FST2017 76 CE/MASTER
constitué par un grand nombre de tubes ou de plaques créant ainsi des problèmes
supplémentaires.
Par ailleurs, la conception des échangeurs de chaleur introduit le choix entre deux
géométries élémentaires principales :
- Les tubes, qui fixent l’espace dévolu seulement à l’un des deux fluides.
- Les plaques, planes ou corruguées, choisies pour un fluide qui impose la même géométrie
pour l’autre.
Souvent, le choix des combinaisons entre différents types d’échangeurs dans les installations
industrielles résulte de contingences technologiques et économiques.
V-6) Recommandation sur le choix des paramètres de l’échangeur :
V-6-1) Choix du diamètre des tubes :
Pour une même vitesse du fluide, la diminution du diamètre des tubes permet
d’augmenter le nombre de ces derniers dans le faisceau et par conséquent de diminuer
l’encombrement de l’appareil. Toute fois, l’augmentation du nombre de tubes pose des
problèmes supplémentaires (beaucoup d’assemblage des tubes sur les plaques tubulaires,
risque de coulage aux mandrinages, résistances hydrauliques supplémentaire, complication
de nettoyage des tubes…ect).
Les diamètres extérieurs des tubes couramment employés dans l’industrie sont 22, 25,
32 et 38 mm. Les petits diamètres sont appliqués pour les produits purs et peu visqueux.
V-6-2) Choix de la vitesse dans les tubes :
L’augmentation de la vitesse d’écoulement du fluide dans les tubes améliore le
coefficient correspondant de transfert de chaleur et mène la diminution de la surface
d’échange de l’appareil.
Etant donné que les pertes de charge dans l’appareil sont proportionnelles à la vitesse
d’écoulement, la valeur maximale de cette dernière est conditionnée par les pertes de charge
admissibles.
Chapitre V les échangeurs de chaleur
FST2017 77 CE/MASTER
� Remarque :
Le coefficient global K augmente avec la vitesse .Si le coefficient local α dans la
calandre est suffisamment élevé et les résistances thermiques ∑δi /λi sont petites.
Si le coefficient local dans la calandre est beaucoup plus petit que celui qui se trouve dans les
tubes (exp. le gaz circule dans la calandre et le liquide passe à travers les tubes) Alors
l’augmentation de la vitesse dans les tubes n’influe pratiquement pas sur K.
V-6-3) Choix de la longueur des tubes :
Habituellement, la détermination de la longueur des tubes est l’objet du calcul.
Étant donné que dans les échangeurs on utilise les tubes standardisés, la longueur calculée
doit être arrondie.
Les longueurs des tubes utilisés industriellement sont (en mm) : 1000 , 1250 , 1500 ,
2000 , 2500 , 3000 , 3500 , 4000 , 4500 , 5000 , 6000 , 7000.
V-6-4) Critères de choix de la circulation des fluides :
Les fluides considérés comme sales , corrosifs, polluants, visqueux et chauds, lourds,
passent côté faisceau à l’intérieur des tubes .Ceci pour faciliter le changement des tubes afin
d’éviter les émanations de gaz.
Les fluides clairs, propres passent côté calandre.
V-6-4-1) Organisation de la circulation côté tubes/côté calandre :
Il est des cas particuliers pour lesquels la circulation s'impose : dans un kettle le fluide
à vaporiser est côté calandre, il en est de même pour le fluide à condenser dans un condenseur
à eau horizontal.
Sinon, le côté tubes est de préférence affecté au :
• Fluide sous la plus haute pression : Un tube résiste mieux à la pression intérieur qu'à la
pression extérieur, une plus grande épaisseur de paroi ne s'applique qu'aux chambres de
distribution et de retour de dimensions plus modestes que celle de la calandre.
Chapitre V les échangeurs de chaleur
FST2017 78 CE/MASTER
• Fluide à température élevée: A plus haute température le taux de travail admissible pour
le matériau diminue, nécessitant une plus grande épaisseur, cela peut conduire à prendre
un acier pour lequel la contrainte admissible est supérieur, par ailleurs les pertes
thermiques sont limitées.
• Fluide corrosif : Le coût des matériaux à mettre en oeuvre ne se répercute pas côté
calandre.
• Fluide salissant : Le nettoyage mécanique de l’intérieur des tubes est plus facile que celui
du faisceau côté calandre.
• Fluide entraînant dépôts et sédiments : L'entraînement et le nettoyage sont plus faciles
Le coté calandre est généralement réservé au :
• Fluide visqueux pour lequel il est plus facile de régler la vitesse de circulation, donc
transfert et perte de charge, en jouant sur le type et le nombre de chicanes transversales.
• Fluide de plus haut débit pour les mêmes raisons que celles évoquées précédemment.
Par ailleurs, il faut prendre en compte d'éventuels impératifs de sécurité face aux
risques de ruptures et aux risques de fuites (dont le sens doit être apprécié selon les niveaux de
pression) dans le cas de fluide inflammable, toxique, polluant pour l'environnement ou l'autre
fluide, ou encore susceptible de réaction chimique avec l'autre fluide.
Dans certains cas, il y a « compétition » entre les fluides ; par exemple, lorsque du gaz
naturel sous haute pression est refroidi par de l'eau de mer, les deux fluides sont justiciables
du côté tubes, ce qui amène, sauf choix du titane très onéreux, à utiliser un circuit
intermédiaire d'eau de réfrigération traitée pour échapper à la problématique.
V-7) Paramètres influençant la performance d’un échangeur :
La performance d’un échangeur dépend de la qualité du transfert de chaleur entre les
deux fluides et du mode de circulation utilisé.
Il ne s’agit pas ici d’aborder les différentes méthodes de calcul permettant de
déterminer les coefficients de transfert globaux, ainsi que les lois d’échange pour chaque
mode de circulation rencontrée .Toutefois, une approche qualitative de l’influence des
différents paramètres est faite dans la mesure où elle éclaire sur le choix des solutions
technologiques appropriées.
Chapitre V les échangeurs de chaleur
FST2017 79 CE/MASTER
V-7-1) La qualité de transfert local :
Les échangeurs par convection entre fluides et paroi et par conduction à travers la
paroi sont caractérisés par des résistances spécifiques auxquelles s’ajoutent celles dues au
salissement éventuel introduit par chacun des deux fluides.
V-7-1-1) Transfert par convection- coefficient de « film » :
Les lois de transfert par convection sont très complexes car elles sont liées aux lois de
l’écoulement, le régime hydrodynamique jouant un rôle essentiel dans le mécanisme des
échangeurs thermiques, ainsi qu’aux lois de la conduction intervenant au niveau de la paroi.
Ceci conduit à des lois différents selon que l’échange se fait sans ou avec changement
de phase de l’un et (ou) l’autre des deux fluides, que la convection est naturelle ou forcée, que
l’écoulement est laminaire ou turbulent, horizontal ou vertical (ascendant ou descendant),
soumis à une force centrifuge (Serpentin), plus ou moins perturbée par la paroi…etc.
Malgré cette diversité, on cherche à exprimer la loi de transfert local sous la forme :
Φ = ∆ /� = ℎ. ∆ .
Avec :
∆θ= potentiel thermique local.
R = la résistance au transfert.
h= le coefficient de transfert global (coefficient de film).
V-7-1-2) Convection sans changement de phase (écoulement monophasique) :
Les différents paramètres sont de trois types :
• Les caractéristiques géométriques.
• Les conditions opératoires.
• Les caractéristiques du fluide.
Quelques soit la spécificité de la convection, ces paramètres interviennent toujours
sous la forme générale de la relations entre des nombres sans dimension tels que :
• Nu : Nombre de Nusselt : �� = ℎ. �/�.
Chapitre V les échangeurs de chaleur
FST2017 80 CE/MASTER
Re : Nombre de Reynolds : �� = �.�. �/� = �. �/� = �. �/�.
Pr : Nombre de Prandtl :�� = �� . �/� .
• St : Nombre de Stanton : �� = ��/�� = ℎ/�. �.
• Pe : Nombre de Péclet : �� = ��. ��. �. �. �/�.
Avec :
D : longueur caractéristique de la géométrie.
u : vitesse moyenne.
G= ρ u : vitesse massique.
C : chaleur massique.
µ : viscosité dynamique.
ν = µ / ρ : viscosité cinématique.
λ : conductibilité thermique.
Ces grandeurs étant exprimées dans un système d’unités cohérent.
Par exemple, en négligeant certaines corrections mineures, le coefficient de film interne en
convection forcée à l’intérieur d’un tube pour des gaz ou liquides organiques peut s’évaluer
par :
Nu = 1,86
Pr.Re.
l
di 1/3.
En régime laminaire (Re < 2100), et
Nu = 0,023 Re0, 8 Pr 1/3.
En régime turbulent (Re > 10 000).
di et l sont respectivement le diamètre intérieur et la longueur du tube.
Chapitre V les échangeurs de chaleur
FST2017 81 CE/MASTER
V-7-2) Influence des caractéristiques géométriques :
Le choix se fait au niveau de la conception des appareils ,en particulier on cherche à
obtenir des vitesses de circulation permettant un écoulement en régime turbulent ,ce qui n’est
pas toujours possible pour les produits très visqueux ,par ailleurs les vitesses sont limitées par
différentes contraintes :
- Risques d’érosion et de vibration.
- Pertes de charges admissibles ou économiques.
En particulier, la conception d’un échangeur ou un arrangement d’échangeur est
presque toujours le résultat d’un compromis transfert de chaleur, pertes de charges. Dans le
cas de pertes de charges allouées, il y a intérêt à les saturer pour assurer le meilleur transfert,
sous réserve de la prise en compte d’autres contraintes évoquées précédemment.
Pour des faisceaux multi-passes devant être logés dans des calandres cylindriques le
nombre de passes est généralement pair. Ils permettent des solutions technologiques simples
pour l’organisation de la distribution et du retour du fluide. Pour 4 passes côté tubes.
Pour un même faisceau et en supposant que le régime d’écoulement soit turbulent, le
passage de 1à 2 passes côté tubes se traduit par :
- Un doublement de la vitesse.
- Une multiplication du coefficient de film interne par (2)0.8 = 1,74.
- Une multiplication de la perte de charge par (2)2 × 2= 8.
Le nombre de passes côté tubes permet ainsi de régler le coefficient de film interne, les
pertes de charge admissibles ou économiques imposant la limite ; ces ajustements ne peuvent
être faits que de manière discrète.
Le fluide est obligé à un écoulement transversal au faisceau entre deux chicanes
consécutives et à un mouvement horizontal dans l’ouverture de la fenêtre de chacune des
chicanes .Bien entendu la perte de charge est d’autant plus grande que le nombre de chicanes
est important et que la segmentation est faible, lorsqu’elle est prohibitive des solutions
dérivées peuvent être envisagées.
Chapitre V les échangeurs de chaleur
FST2017 82 CE/MASTER
Telles que double ou triple segmentation et disks and doughnuts (disques et
couronnes).
A titre indicatif, les vitesses moyennes de circulation sont les suivantes :
Pour les liquides : 1 à 2,5 m/s côté tubes.
0,3 à1 m/s côté calandre.
Pour les gaz : 45 à 80 m/s sous vide.
12 à 30 m/s sous pression atmosphérique.
6 à 12 m/s sous pression > pression atmosphérique.
Les vitesses permises étant d’autant plus grandes que la masse volumique est plus faible.
Par ailleurs, des turbulences localisées peuvent être obtenues par l’utilisation de
géométries particulières, telles que tubes torsadés ou moletés en spirale « Corruguées »,
ondulations crénelées ou plaques cannelées dans les échangeurs « compacts ».
V-7-3) Influence des conditions opératoires :
Les géométries étant fixées, le coefficient de convection dépend du débit de fluide, une
modification du débit peut être due à une adaptation de la capacité de l’unité concernée aux
besoins de production ou à des changements de conditions opératoires de température et de
pression du procédé.
En opération, une modification de débit peut être également un moyen de réglage, la
régulation de température de sortie d’un fluide de procédé étant assurée par adaptation du
débit de fluide de réfrigération ou de réchauffage.
V-7-4) Influence des caractéristiques du fluide :
Comme indiqué plus haut, les caractéristiques intervenant sont :
• La viscosité.
• La conductibilité thermique.
• La chaleur massique.
Chapter VI Simulation
FST2017 83 CE/MASTER
VI- Généralités sur la simulation : Introduction :
La simulation est une forme particulière de l’expérience, dans une expérience
ordinaire (au laboratoire), l’expérimentateur exerce une action directe sur l’objet à étudier, par
contre, dans la simulation, ce contacte n’existe pas en ce sens que l’expérimentateur n’agit pas
directement sur l’objet mais sur son modèle mathématique.
La simulation est l’utilisation d’un modèle mathématique adéquat pour étudier
le comportement d’un système physique.
Un modèle mathématique est un ensemble d’équations qui décrivent le comportement d’un
système à étudier (opération unitaire). Ces équations sont souvent des relations de
conservation de masse, d’énergie et des équations de conservation de quantité de mouvement.
En utilisant cet aspect mathématique de raisonnement, la simulation offre un avantage
majeur et important, car elle fournie une bonne approche du comportement du système réel.
De nos jours, vu le développement considérable de logiciels informatique, la simulation est
devenue un outil de travail indispensable pour l’ingénieur de génie chimique.
Le fonctionnement d’un simulateur est basé essentiellement sur le choix d’un modèle
thermodynamique représentant mieux le système à étudier.
Les différentes aches qu’un simulateur de procédé devrait effectuer sont :
• La résolution des bilans de matières et d’énergie.
• Le dimensionnement des équipements.
• L’évaluation économique du procédé.
• L’optimisation du procédé.
Et pour la réalisation de celle-ci, un simulateur doit contenir :
• Une bibliothèque de modèle de calcul des propriétés physiques
et thermodynamique des corps purs et des mélanges, couplée à une banque
de données de corps purs.
• Une bibliothèque de modules standards de simulation des opérations unitaires les
plus couramment présentés dans un procédé de fabrication.
• Une bibliothèque de modules de méthodes numériques algébriques.
• Une bibliothèque de modules de génération de diagnostiques.
Chapter VI Simulation
FST2017 84 CE/MASTER
VI-1) Le choix du modèle thermodynamique :
Les logiciels de simulation donnent accès à plusieurs modèles thermodynamiques pour
la prédiction de l’équilibre liquide vapeur, d’enthalpie et d’entropie ainsi que les propriétés
de transports.
La réussite de la simulation dépend du choix du modèle thermodynamique, parce que
ce dernier est établi pour une classe de fluide et un domaine de conditions P et T
recommandés en utilisant des hypothèses et des suppositions pratiques. On peut distinguer :
VI-1-A) Modèles d’activité :
Ces modèles sont surtout utilisés pour les systèmes qui présentent une forte polarité.
Parmi ces modèles : le modèle de MARGULES et le modèle UNIQUAC.
VI-1-B) Modèles hétérogènes :
Ces modèles sont recommandés pour les systèmes de constituants présentant une forte
polarité (fort déviation à l’idéalité, azéotropiques…ect).Dans ces modèles les phases vapeurs
sont représentées par les équations d’états, et les phases liquides par des corrélations pour
le calcul des coefficients de fugacité.
Leurs utilisations restent limitées à cause de la nature empirique des corrélations proposées et
qui nécessitent des extrapolations en dehors des conditions expérimentales.
VI-1-C) Modèles basés sur les équations d’état :
Les modèles thermodynamiques basés sur les équations d’état sont utilisés pour le
calcul des systèmes d’hydrocarbure et des systèmes de faible non idéalité. Ils peuvent être
utilisés pour calculer des propriétés thermodynamique tel que : le constant d’équilibre K,
l’entropie, l’enthalpie et la densité.
Leurs supériorités par rapport aux autres modèles résident dans le fait de l’utilisation
des coefficients d’interaction binaires.
VI-2) Equations d’état usuel :
VI-2-1) Equation de SOAVE et de PENG-ROBINSON :
Les équations de SOAVE (1972) et PENG-ROBINSON (1976) différent de l’équation
de REDKICH-KWONG par l’introduction d’une fonction a(T) qui dépend du facteur
acentrique.
L’équation de SOAVE est de la même forme générale que l’équation (1)
Chapter VI Simulation
FST2017 85 CE/MASTER
( )( )bVV
Ta
bV
RTP
+−
−= ……….… (1).
SOAVE a introduit les relations suivantes pour exprimer la fonction a(T) :
( ) ( )Rc TaTa α= ………………..… (2).
Avec :
( ) ( )[ ]211 RR TmT −+=α ……….… (3).
Le coefficient m est calculé en fonction du facteur acentrique ω :
2176.0574.1480.0 ωω −+=m …… (4).
L’équation de PENG-ROBINSON diffère de l’équation de SOAVE par l’expression
du terme d’attraction. Elle a été introduite en vue d’améliorer les résultats obtenus par
l’équation de SAOVE, notamment en ce qui concerne le calcul des densités en phase liquide,
sans modifier le nombre de paramètres :
( )( ) ( )bVbbVV
Ta
bV
RTP
−++−
−= …… (5).
Les termes a(T) et b sont définis comme suit :
( )RC
C TP
TRa α
22
45724.0= …………… (6).
Le terme α(TR) présente la même forme générale que dans le cas de l’équation de SOAVE.
Il suit la relation (3), mais la fonction reliant le paramètre m au facteur acentrique ϖ est
différente :
226992.054226.137464.0 ωω −+=m ………………….….… (7).
C
C
P
RTb 0778.0= …………………… (8).
Ces équations sont très largement utilises dans les modèles de simulation, en production et
traitement de gaz.
L’équation la plus recommandée pour les systèmes d’hydrocarbures est l’équation de
PENG ROBINSON, car elle résout correctement les problèmes d’équilibre et permet de
prédire des densités liquides plus en accord avec les valeurs réelles que les autres équations.
Chapter VI Simulation
FST2017 86 CE/MASTER
• Domaines d’applications de l’équation de PENG ROBINSON.
Tableau-1 :
Equation Température °C Pression Kpa
PR >-271 100000(10E3bar)
VI-2-2) Les équations les plus utilises : On peut également citer :
• L’équation de BENEDICT, WEBB et RUBIN (BWR).
• L’équation de SBR.
• L’équation de CARNAHAN et STARLING (1969).
• L’équation de BACK présente par CHEN et KREGLEWSKi (1977).
• L’équation de PHCT proposée par BERET et PRAUSNITZ (1975).
• L’équation de SOAVE-REDLICH-KWONG (SRK).
• L’équation de SRK-KABADI-DANNER (SRKKD).
• L’équation de SRK-HURON-VIDAL (SRKH).
• L’équation de SRK-PANAGIOTOPOULOS-REID (SRKP).
• L’équation de SRK-MODIFIED PANAGIOTOPOULOS-REID (SRKM).
• L’équation de SRK-SIMSCI (SRKS).
• L’équation de SRK-HEXAMER (HEXAMER).
• L’équation de PR-HURON-VIDAL (PRH).
• L’équation de PR-PANAGIOTOPOULOS-REID (PRP).
VI-3) Description du simulateur HYSYS :
Le HYSYS est un logiciel de simulation des procédés de génie chimie, développé par
la société canadienne HYPROTECH. Il a été conçu pour permettre le traitement d'une vaste
gamme de problèmes allant de la séparation bi, tri phasique simple jusqu'à la distillation
et la transformation chimique.
Le logiciel HYSYS est un outil de dimensionnement utilisé pour s’assurer que les
conceptions optimales sont identifiées. Il est aussi utilisé pour modéliser les unités existantes
et assurer que les équipements sont par spécification performants, ainsi évaluer et améliorer
les procédés existants.
Chapter VI Simulation
FST2017 87 CE/MASTER
Les ingénieurs engagés dans l’engineering de design utilisent le logiciel HYSIS pour
faire des calculs rapides en utilisant des modèles efficaces et des techniques optimales.
La simulation par HYSYS réduit les coûts de l’engineering par :
• Des calculs rapides de différents designs en utilisant des modèles efficaces et des
techniques optimales pour s’assurer que les équipements du procédé sont
correctement spécifiés afin de délivrer les caractéristiques du produit voulues aux
rendements de la production désirés.
• Création de modèles qui peuvent être appliqués durant le fonctionnement de
l’unité à partir du design de conception jusqu’aux détails : Estimation, formation et
optimisation.
Le HYSYS demande, pour définir ces corps, de remplir un tableau de valeurs à utiliser
lors des calculs. En outre, pour caractériser les mélanges d'hydrocarbures complexes, il est
possible d'utiliser les résultats d'analyses normalisées telles que TBP, ASTM, Kuop…etc.
Le HYSYS va par la suite utiliser ces données pour générer un nombre fini (choisi par
l'utilisateur) de pseudo corps repérés par Leurs points d'ébullition normaux pour représenter
ces mélanges.
En option, le simulateur peut lire d'autres banques de données telles que la DDB,
DIPPR, API, GPA, etc. Cette option permet aussi d'utiliser les propriétés physiques déjà
stockées dans la banque de données de HYSYS.
Chapitre VII La Sécurité
FST2017 88 CE/MASTER
VII- SECURITE : VII-1) Définition : - C’est un ensemble de règles et moyens techniques et d’hygiène et également un état
d ‘esprit dont la finalité est de créer certaines conditions de travail en éliminant les accidents et les avaries.
- Les conséquences qui apparaissent en cas de négligences ou d’ignorance des règlements
de sécurité sont tellement graves que la connaissance de ceux-ci est obligatoire, la sécurité technique s’intéresse essentiellement à l’homme, aux appareils et procédés technologiques et à une organisation de travail. Elle s’inspire et se base sur le résultat de plusieurs sciences telles que :
� L’organisation scientifique de travail (O.S.T). � Les sciences techniques. � Les sciences médicales.
VII-2) Organisation de la sécurité : - Pour créer un milieu de travail sain et sûr, pour augmenter la production, et pour
conserver la vie du personnel et diminuer au maximum les accidents, il faut installer un service de sécurité, doter d’un système de mesures et des moyens techniques et organisationnels qui limitent l’influences de facteurs industriels dangereux sur les travailleurs et ainsi garantissant la sécurité des équipements installés ; pour que la sécurité puisse être bénéfique, il faut que les responsables du service concerné soient chargés de :
- Définir une politique de sécurité industrielle. - La mise en place d’une structure prenant en charge cette politique et ses objectifs. - Etudier les normes, consignes et procédures de sécurité spécifiques à l’entreprise. - Organiser des campagnes d’informations pour l’ensemble des travailleurs. - Veillez au respect de l’application de toutes les consignes données par le service de
sécurité. VII-3) Sécurité dans l’atelier : - Dans le but d’assurer la sécurité du personnel et du matériel au sein de l ‘atelier
mécanique et afin de prévenir tout incident lors de la réparation des équipements, les constructeurs fournissent les consignes de sécurité et les règles d’entretien, de réparation qui permettent d’effectuer l’opération sans danger, il est nécessaire pour les mécaniciens de respecter ses consignes.
Chapitre VII La Sécurité
FST2017 89 CE/MASTER
- A l’atelier mécanique, la sécurité fût, fait, l’objet de mesures que l’on trouve dans l’une
des catégories suivantes :
� Maintenir la zone de travail ou la machine sera démontée bien propre et bien rangée. � Maintenir les outils propres et bien rangés pendant les travaux de remontage ; les
mains des ouvriers doivent être aussi propres. � Il faut absolument utiliser encore dans les installations surtout de gaz, l’outillage anti - étincelles.
VII- 4) Sécurité de l’unité de traitement et recyclage de RHOURDE-NOUSS : VII-4-1) LES MOYENS HUMAINS : La division sécurité de Rhourde - Nouss gère un effectif de 88 agents repartis a travers les structures ci après :
1. Service Prévention. 2. Service Intervention. 3. Cellule Protection de l’environnement.
VII-4-2) Les moyens matériels : Le centre de traitement et recyclage de Rhourde – Nouss est protégé par un réseau anti-incendie composé de : ♦ Les moyens fixes. ♦ Les moyens mobiles.
VII-4-2-A) Les moyens fixes : VII-4-2-A -1) Réseau eau anti-incendie : Le réseau eau anti-incendie est une boucle maillée qui permet l’intervention rapide en cas de sinistre sur plusieurs points tout autour du réseau. Celui-ci est fourni à partir d’une installation d’alimentation constituée de :
♦ Quatre (04) pompes de 500 [m3/h] dont deux (02) entraînées par moteurs électriques et
deux (02) entraînées par moteurs Diesels.
♦ Deux (02) pompes électriques de 50 [m3/h] destinées pour le maintien de pression du réseau à 6 bars.
Chapitre VII La Sécurité
FST2017 90 CE/MASTER
♦ Un (01) bac d’eau d’une capacité 12400[m3/h].
♦ Poteaux incendie installés sur les principales routes assurant l’intervention rapide
(Q= 100mm).
♦ Lances monitors de diamètres (Q =70mm).
♦ Canons (eau / mousse) installés dans la zone de stockage. VII-4-2-A- 2) Réseau d’extinction fixe :
♦ Système d’extinction à mousse : La mousse est utilisée pour éteindre le feu
d’hydrocarbure dans la zone de stockage (unité 83). Tous les bacs sont équipés d’un
système de lutte contre les incendies à mousse. Donc l’extinction des feux sur les bacs de
stockage, exige l’utilisation de la mousse pour couvrir la surface d’hydrocarbure grâce à
un dispositif d’injection de mousse qui se fait à travers les déversoirs à mousse et lance
mousse installés dans les quatre (04) coins pour l’extinction de feu de la cuvette de
retention.
♦ Système d’extinction à CO2 automatique : Ce système est installé au niveau :
1. des sous-stations électriques. 2. Unités compression et réinjection (pour la protection des turbines).
♦ Système d’extinction à poudre sèche automatique : Ce système est installé au
niveau des compresseurs.
♦ Système à hallon automatique : Ce système est installé au niveau de la salle de contrôle. VII-4-2-A-3) Moyens de détection :
Il existe deux types de détection à savoir :
♦ Détection portable (Explosimètre) : Celui-ci est destiné pour le contrôle du pourcentage
de gaz au vapeur combustible dans l’air.
♦ Détection fixe : Celui-ci est défini par l’installation d’appareils sonores qui se déclenchent à chaque sensibilité due a l’existence de fumée ou d’élévation de température au niveau des sites et équipements résumés dans le tableau ci-après :
Chapitre VII La Sécurité
FST2017 91 CE/MASTER
Tableau-1 : Moyenne de détection fixe. Zones Types de détecteurs Types d’extinctions
Salle de contrôle Fumée Hallon 1301 Laboratoire Température Hallon 1301
Compresseur Fumée A poudre S/station électrique Fumée A CO2
VII-4-2-A-4) Différents moyens de communication : ♦ Moyens de communication : Qui sont la radio et l’Interphone.
♦ Moyens d’alerte : Qui sont sirènes.
VII-4-3) Les moyens mobiles :
VII-4-3-A) Extincteurs :
Le nombre des extincteurs existants au niveau de complexe en quatre catégories entre portatifs et extincteurs sur roues :
♦ Extincteurs portatifs à eau pulvérisation.
♦ Extincteurs sur roues à poudre sèche (50Kg). ♦ Extincteurs portatifs à poudre (9Kg). ♦ Extincteurs portatifs à CO2.
VII-4-3-B) Equipements d’intervention mobile : ♦ Un camion anti - incendie comportent les agents d’extinction eau (9000 l), émulseur
(2500l) et poudre (1000Kg). ♦ Un camion anti - incendie comportent les agents d’extinction eau (900 l), avec une pompe
(300) m3/h. ♦ Une motopompe de (180) m3/h.
Problématique
FST2017 92 CE/MASTER
PROBLEMATIQUE
Notre étude est portée sur le calcul de vérification de la colonne de stabilisation du
condensat et de l’échangeur E04 A/B, dans la section basse pression du train 40, de l’usine de
RHOURDE NOUSS.
Partie 1 : la colonne de stabilisation.
- Validation du modèle thermodynamique utilise par le logiciel de HYSYS.
- Vérification de la colonne de stabilisation du condensat pour le design.
- Vérification de la colonne de stabilisation du condensat pour la charge actuel.
- Cas d’arrêt d’un train et leur débit passe par l’autre colonne.
Partie 2 :l’échangeur 40-E04A/B.
Il y a un percement dans l’échangeur 40-E04A/B qui cause un mélange de condensat
stable au niveau des tubes avec celui non stable coté calandre, ce qui provoquera
l’augmentation de la TVR du condensat stable. Le mélange résultant constitue ce que
l’on appelle condensat hors spécification, qui sera envoyé vers un bac de stockage
spéciale (à toit fixe).
La vérification va suivre les étapes suivantes :
- Cas design.
- Cas actuel (avec 55 tubes fermé-bouché).
- Cas d’arrêt d’un train et leur débit passe par l’échangeur 40-E04A/B avec 55 tubes
bouchés (5٪).
- La charge maximale de l’échangeur avec 55 tubes fermé-bouché.
- La charge maximale de l’échangeur avec la diminution de nombre des tubes.
Chapitre VIII Partie calcul
FST2017 93 CE/MASTER
� Les données :
• Caractéristiques et propriétés du condensat stabilisé :
- TVR.
- La densité.
- Température de stockage (sortie de l’échangeur).
• Spécification du condensat :
- TVR≤ 10 PSI.
- La densité du condensat entre 710-760 Kg /m3.
- Température de stockage est 450C.
• Caractéristiques et propriétés de la colonne de stabilisation :
Tableau 1: Dimensionnement de la colonne.
Nombre des
plateaux
Nbr des
plateaux de la
zone de
rectification
Nbr des
plateaux de la
zone
d’épuisement
Niveau
d’alimentation
diamètre de
la colonne
(m)
Hauteur de
la colonne
(m)
28
12
8
Froide 13
Chaude 20
(1÷19)=1.5
(20÷28)=2.5
32
Tableau 2 : Caractéristiques des plateaux.
Type Espace enter les plateaux
Volume de liquide sur les plateaux
efficacités
A clapets 1÷12=0.4 7415 0.8457 13÷19=0.56 477780 0.8142 20÷23=0.56 119305 0.8457 24÷27=0.76 135765 0.8814 28=0.8 143820 0.8814
Chapitre VIII Partie calcul
FST2017 94 CE/MASTER
• Caractéristiques et paramètres de l’échangeur E04 A/B :
Tableau 3 : Paramètres de l’échangeur.
Tube calandre Température entrée (0C) 55 40 .2 Température sortie (0C) 45 48.2 Pression entrée (kg/cm2) 20.9 23.57 Pression sortie (kg/cm2) 20.75 23.15 Débit massique (kg/h) 78328 90014
D’après la fiche technique :
Tableau 4 : Caractéristique de l’échangeur E04A /B.
Tube calandre
Diamètre extérieur d0(m) 0.01905 -
Diamètre intérieur di(m) 0.00883 -
Longueur L (m) 6.096
-
Type BWG14
-
Pas triangulaire P(m) 0.0254
-
Epaisseur e (m) 0.00211 -
Coefficient de transfert global U (kcal/m2 h0C)
278.9 -
Diamètre DC (m) - 0.762
Nombre de chicanes - 24
Coupe X (% vertical) - 25
La chaleur spécifique CP
(Kcal/Kg 0C) 0.5445 0.544
La viscosité μ (centpoise) 0.3735 0.2325
La masse volumique mρ
(kg/m3)
688.7 662
Chapitre VIII Partie calcul
FST2017 95 CE/MASTER
CALCUL
Partie 1 : Colonne de stabilisation.
1) Validation du modèle thermodynamique Tableau 5 : Comparaison enter les débits du résidu dans le design, SRK et PENG-ROBINSON.
R PENG.R R SRK R DESING H2o 0,0001 0,0001 0,0004 N2 0,0000 0,0000 0,0000
CO2 0,0000 0,0000 0,0004 C1 0,0001 0,0002 0,0045 C2 0,0435 0,0415 0,2644 C3 3,8433 2,8863 6,0165 iC4 18,1530 16,2698 17,2147 nC4 42,4910 41,4676 40,0345 iC5 63,0423 65,7001 63,5844 nC5 47,3742 48,5604 47,9057 nC6 89,1395 89,1430 89,1516 nC7 65,5125 65,5125 65,5000 nC8 66,5577 66,5577 66,5351 nC9 59,5070 59,5070 59,5330 nC10 52,3729 52,3729 52,3507 nC11 46,9643 46,9643 46,9443 nC12 39,7417 39,7417 39,7251 nC13 30,7102 30,7102 30,6976 nC14 25,2910 25,2910 25,2809 nC15 19,8716 19,8716 19,8638 nC16 3,6131 3,6131 3,6117
SOMME 674,2289 674,2110 674,2193
Chapitre VIII Partie calcul
FST2017 96 CE/MASTER
1-1) Taux de récupération du condensat :
Tableau 6 : Débits de ��� dans L, F et pour les modèles SRK et PENG-ROBINSON.
ch. Fr. R SRK R PENG. R iC5 47,3491 20,2925 63,5343 63,4081 nC5 34,3084 14,7036 47,4842 47,6319 nC6 62,4004 26,743 89,1403 89,1406 nC7 45,8587 19,6538 65,5125 65,5125 nC8 46,5904 19,9673 66,5577 66,5577 nC9 41,6399 17,8671 59,5070 59,5070 nC10 36,661 15,7119 52,3729 52,3729 nC11 32,875 14,0893 46,9643 46,9643 nC12 27,8192 11,9225 39,7417 39,7417 nC13 21,4971 9,2131 30,7102 30,7102 nC14 17,7037 7,5873 25,2910 25,2910 nC15 13,9101 5,9615 19,8716 19,8716 nC16 2,5292 1,0839 3,6131 3,6131
SOMME 431,1422 184,7968 610,3007 610,3226
1-2) Taux de récupération du condensat :
�∁����� �����������ℎ������������ = 615.939� ���/ℎ�
"#
1-3) Taux de récupération pour le modèle SRK :
$%&'( = ∑*é+,-*&.&/é.&0&1-.23%**41/.&%é/,*3∑*é+,-*&.&/é.&0&1-.23%**41/.′4.,0&1-4-,21 ∗ 100
$%&'(789 =610.3007615.939 . 100 = 99.084%
$%&'(>?@8 = A"B.CDDAA"�.ECE ∗ 100 = 99.088%
$%&'(789 = $%&'(789 = 99٪
Chapitre VIII Partie calcul
FST2017 97 CE/MASTER
� Remarque :
D’âpres le tableau 2 on remarque que le modèle thermodynamique PENG ROBINSON et SRK nous donne presque les mêmes valeurs que le design.
Donc on peut choisir le modèle PENG ROBINSON par ce qu’est le plus utilisé.
2) Vérification du design :
2-1) Spécification du condensat à la sortie de la colonne :
Tableau 7 : Spécification du condensat.
Spécification Normes Calcul colonne TVR (psi) ≤10 9.244
Densité (kg/m3) 710÷760 711
2-2) Evolution de la température et la pression au niveau des plateaux.
Fig. 1 : Evolution de température au niveau de chaque plateau.
0,0000
50,0000
100,0000
150,0000
200,0000
250,0000
300,0000
température(0c)
température
Chapitre VIII Partie calcul
FST2017 98 CE/MASTER
Fig.2 : Evolution de la pression au niveau de chaque plateau.
2-3) Evolution du débit liquide et le débit vapeur au niveau de chaque plateau.
Fig. 3 : Evolution du débit et le débit vapeur au niveau de chaque plateau.
21,6000
21,8000
22,0000
22,2000
22,4000
22,6000
22,8000
23,0000
23,2000
23,4000
pression(kg/cm2)
pression
0,0000
200,0000
400,0000
600,0000
800,0000
1000,0000
1200,0000
1400,0000
1600,0000
débit liquide
débit vapeur
Chapitre VIII Partie calcul
FST2017 99 CE/MASTER
2-4) Vérification du bilan matière :
2-4-1) Bilan matière global.
F + L = D + R.
F : débit molaire de la charge froide.
L : débit molaire de la charge chaude.
D : débit molaire de distillat.
R : débit molaire de résidu.
Tableau 8 : Débit du F, L, D, R, dans la colonne.
F (kg mol/h) L (kg mol/h) D (kg mol/h) R (kg mol/h) 289.6184 675.7259 293.2372 672.1071
2-4-2) Vérification du bilan matière partiel.
Tableau : 9
X'f X'L Y'D X'R F*X'F L*X' L D*Y' D R*X'R H2o 0,0013 0,0013 0,0042 0,0000 0,3691 0,8612 1,2302 0,0001 N2 0,0000 0,0000 0,0001 0,0000 0,011 0,0257 0,0367 0,0000
CO2 0,0013 0,0013 0,0044 0,0000 0,3836 0,8951 1,2787 0,0000 C1 0,0719 0,0719 0,2368 0,0000 20,8294 48,6018 69,4310 0,0002 C2 0,0752 0,0753 0,2476 0,0001 21,7925 50,8491 72,5958 0,0458 C3 0,0939 0,0939 0,2980 0,0049 27,1927 63,4497 87,3758 3,2666 iC4 0,0460 0,0460 0,0935 0,0253 13,3287 31,1003 27,4319 16,9971 nC4 0,0722 0,0722 0,0963 0,0617 20,9146 48,8008 28,2407 41,4747 IC5 0,0701 0,0701 0,0144 0,0943 20,2925 47,3491 4,2335 63,4081 nC5 0,0508 0,0508 0,0047 0,0709 14,7036 34,3084 1,3801 47,6319 nC6 0,0923 0,0923 0,0000 0,1326 26,743 62,4004 0,0028 89,1406 nC7 0,0679 0,0679 0,0000 0,0975 19,6538 45,8587 0,0000 65,5125 nC8 0,0689 0,0689 0,0000 0,0990 19,9673 46,5904 0,0000 66,5577 nC9 0,0617 0,0616 0,0000 0,0885 17,8671 41,6399 0,0000 59,5070 nC10 0,0543 0,0543 0,0000 0,0779 15,7119 36,661 0,0000 52,3729 nC11 0,0486 0,0487 0,0000 0,0699 14,0893 32,875 0,0000 46,9643 nC12 0,0412 0,0412 0,0000 0,0591 11,9225 27,8192 0,0000 39,7417 nC13 0,0318 0,0318 0,0000 0,0457 9,2131 21,4971 0,0000 30,7102 nC14 0,0262 0,0262 0,0000 0,0376 7,5873 17,7037 0,0000 25,2910 nC15 0,0206 0,0206 0,0000 0,0296 5,9615 13,9101 0,0000 19,8716 nC16 0,0037 0,0037 0,0000 0,0054 1,0839 2,5292 0,0000 3,6131
SOMME 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 289,6184 675,7259 293,2372 672,1071
Chapitre VIII Partie calcul
FST2017 100 CE/MASTER
�F ∗ Χ′IJ +�L ∗ Χ′IM =�D ∗ Υ′IP +�R ∗ Χ′IRD"
IS"
D"
IS"
D"
IS"
D"
,S"= 965.3T ���/ℎ
2-5) Spécifications de rebouilleur (cas design) :
Tableau : 10 Taux de
rebouillage Energie (kcal/h)
Enthalpie (kcal /kgmol)
Température (0C)
Design 0.6534 6910200 -45184.34 250.8
calcul 1.153 6667900 -43600 250.8
3) Vérification de la colonne de stabilisation actuelle :
3-1) Vérification du débit actuel par les paramètres de design :
Tableau 11 : Débits de ���dans L, F, R.
C+5 dans chaude
(L) C+
5 dans froide(F) C+5 dans Résidu (R)
iC5 12,779 3,1947 14,8658
nC5 9,0803 2,2701 10,7386
nC6 19,8036 4,9509 24,3009
nC7 19,3845 4,8461 24,1535
nC8 17,1546 4,2887 21,4432
nC9 14,4031 3,6008 18,0039
nC10 12,9915 3,2479 16,2394
nC11 11,5595 2,8899 14,4494
nC12 10,122 2,5305 12,6525
nC13 8,6827 2,1707 10,8534
nC14 7,2226 1,8056 9,0282
nC15 5,7822 1,4455 7,2277
nC16 1,4405 0,3601 1,8006
SOMME 150,4061 37,6015 185,7571
Chapitre VIII Partie calcul
FST2017 101 CE/MASTER
3-1-1) Taux de récupération :
$%&'3( =∑U�������é���
∑U�� ���������������ℎ������������ ∗ 100 = 98,8%
3-1-2) Spécifications du condensat :
Tableau : 12
Spécification Normes Calcul TVR à37.80C (psia) ≤ 10 11.34
Densité (kg/m3) 710÷760 713.4 Avec le dédit actuel entrant la colonne et les paramètres de design le condensat à la sortie de la colonne n’est pas stable, il fout changer les paramètres (température, pression, température de rebouillage) pour obtenir un condensat stable.
3-2) Avec le débit actuel et les paramètres actuels :
3-2-1) Spécifications du condensat a la sortie de la colonne :
Tableau : 13
Spécification normes calcul TVR (psia) ≤ 10 9.238
Densité (kg/m3) 710÷760 715.4
Chapitre VIII Partie calcul
FST2017 102 CE/MASTER
3-2-2) Evolution de la température et la pression au niveau des plateaux :
Fig.4 : Evolution de la pression au niveau de chaque plateau.
Fig. 5 : Evolution de la température au niveau de chaque plateau.
21,6000
21,8000
22,0000
22,2000
22,4000
22,6000
22,8000
23,0000
23,2000
23,4000
pression(kg/cm2)
pression
0,0000
50,0000
100,0000
150,0000
200,0000
250,0000
300,0000
température(0C)
température
Chapitre VIII Partie calcul
FST2017 103 CE/MASTER
3-2-3) Evolution des débits liquide et vapeur au niveau de chaque plateau :
Fig.6 : Evolution des débits liquide et vapeur au niveau de chaque plateau.
3-2-4) Vérification du bilan matière :
3-2-4-1) Bilan matière global :
F + L = D + R.
F : débit molaire de la charge froide.
L : débit molaire de la charge chaude.
D : débit molaire de distillat.
R : débit molaire de résidu.
Tableau 14 : Débit du F, L, D, R, dans la colonne.
F (kg mol/h) L D R 54.21 216.9 66.99 204.3
0,0000
50,0000
100,0000
150,0000
200,0000
250,0000
300,0000
350,0000
400,0000
450,0000
débit liquide
dédit vapeur
Chapitre VIII Partie calcul
FST2017 104 CE/MASTER
3-2-4-2) Vérification du bilan matière partiel :
Tableau : 15
X'f X'L Y'D X'R F*X'F L*X' L D*Y' D R*X'R H2o 0,0008 0,0008 0,0030 0,0000 0,0407 0,1628 0,2034 0,0001
N2 0,0000 0,0000 0,0001 0,0000 0,0008 0,0032 0,0040 0,0000
CO2 0,0013 0,0013 0,0053 0,0000 0,0707 0,2827 0,3532 0,0001
C1 0,0465 0,0465 0,1886 0,0000 2,5191 10,0793 12,5956 0,0002
C2 0,0986 0,0986 0,3983 0,0006 5,3465 21,3918 26,6046 0,1285
C 3 0,0598 0,0598 0,2054 0,0122 3,2407 12,9666 13,7170 2,4875
iC4 0,0365 0,0365 0,0699 0,0256 1,9799 7,9218 4,6669 5,2337
nC4 0,0629 0,0629 0,0900 0,0541 3,4119 13,6516 6,0140 11,0480
iC5 0,0589 0,0589 0,0265 0,0695 3,1945 12,7819 1,7707 14,2049
nC5 0,0419 0,0419 0,0128 0,0514 2,2700 9,0824 0,8519 10,4999
nC6 0,0913 0,0913 0,0001 0,1211 4,9507 19,8081 0,0086 24,7493
nC7 0,0894 0,0894 0,0000 0,1186 4,8459 19,3889 0,0000 24,2339
nC8 0,0791 0,0791 0,0000 0,1050 4,2885 17,1585 0,0000 21,4463
nC9 0,0664 0,0664 0,0000 0,0881 3,6006 14,4064 0,0000 18,0064
nC10 0,0599 0,0599 0,0000 0,0795 3,2477 12,9944 0,0000 16,2416
nC11 0,0533 0,0533 0,0000 0,0707 2,8898 11,5621 0,0000 14,4514
nC12 0,0467 0,0467 0,0000 0,0619 2,5304 10,1243 0,0000 12,6542
nC13 0,0400 0,0400 0,0000 0,0531 2,1706 8,6847 0,0000 10,8549
nC14 0,0333 0,0333 0,0000 0,0442 1,8055 7,2242 0,0000 9,0294
nC15 0,0267 0,0267 0,0000 0,0354 1,4454 5,7835 0,0000 7,2287
nC16 0,0066 0,0066 0,0000 0,0088 0,3601 1,4408 0,0000 1,8008
SOM 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 54,2100 216,9000 66,7900 204,3000
�F ∗ Χ′IJ +�L ∗ Χ′IM =�D ∗ Υ′IP +�R ∗ Χ′IRD"
IS"
D"
IS"
D"
IS"
D"
,S"= 271.11T ���/ℎ
3-2-4-3) Spécifications de rebouilleur :
Tableau : 16
Taux de rebouillage Energie (kcal/h) Enthalpie (kcal/kgmol)
Température (0C)
1.289 2340200 -43640 264
Chapitre VIII Partie calcul
FST2017 105 CE/MASTER
4) Cas d’arrêt d’un train et leur charge envoyée vers cette colonne.
4-1) Spécifications du condensat à la sortie de la colonne :
Tableau : 17.
Spécification norme calcul TVR (psia) ≤ 10 9.157
Densité (kg/m3) 710÷760 715.3
4-2) Les nouveaux paramètres de la colonne.
Température de plateau sensible est égale à 1700C.
Tableau : 18.
distillat Résidu condenseur rebouilleur Débit
(kgmol/h) 133.7 408.4 133.7 408.4
Température (0C)
56.29 260.1 56.29 260.1
Pression (kg/cm2)
22.2 23.15
Taux de reflux
- - 0.3515 -
Taux rebouillage
- - - 0.9639
Energie (kcal/h)
- - 216700 399400
Enthalpie (kcal/kgmol)
- - -235200 -43890
Chapitre VIII Partie calcul
FST2017 106 CE/MASTER
Partie 2 : Vérification de l’échanger de chaleur E04A/B.
1) CAS DESIGN : Tableau 19 : Paramètres et caractéristiques de l’échangeur.
Design
calcul
calandre Tube calandre tube
Débit massique M (kg/h) 90014 78328 90014 78390
Masse volumique ρ (kg/m3) 662 668,5 537.86 684.055
Viscosité µ (cp) 0,2325 0,3735 0.3324 0.45143
Chaleur échange Q (kcal /h) 427000 427000 420000 410000
Surface d’échange A (m2) - 391,8 - 402.8
Nbr des tubes Nt - 1104 - 1104
Température d’entrée T (0C) 40,2 55 40.2 55
Température de sortie T (0C) 48,2 45 48.27 45.02
Perte de charge admissible ∆P
(kg/cm2) 0,7 0,2 0,1476 0,1867
Chapitre VIII Partie calcul
FST2017 107 CE/MASTER
2) CAS ACTUEL :
2-1) Avec la charge actuelle :
Tableau 20 : Paramètres et caractéristiques de l’échangeur.
Calandre
tube
Débit massique M (kg/h) 27980 24650
Chaleur échange Q (kg/h) 177700 177700
Surface d’échange A (m2) -
382.4
Nbr des tubes Nt - 1048
Température d’entrée T (0C) 34.09 55
Température de sortie T (0C) 45.33 41.37
Perte de charge ∆P (kg/cm2) 0,04 0,026
2-2) Cas d’arrêt d’un train et leur débit passe par l’échangeur
40-E04A/B avec 55 tubes bouchés (5٪).
Tableau 21 : Paramètres et caractéristiques de l’échangeur.
Calandre
tube
Débit massique M (kg/h)
55960 49290
Perte de charge ∆P (kg/cm2)
0.0517 0.0923
Température d’entre (0C)
34.09 55
Température sortie (0C) 44.83
41.97
Pression entrée (kg/cm2) 20.9 23.57
Pression sortie (kg/cm2) 20.81 23.52
Chaleur échange (kcal/h)
340000 340000
Surface d’échange (m2)
- 382.4
Nombre des tubes - 1048
Chapitre VIII Partie calcul
FST2017 108 CE/MASTER
3) Le débit maximale : Conditions actuelles (55tubes bouchés).
Tableau22 : Paramètres et caractéristiques de l’échangeur.
Calandre
tube
Débit massique M (kg/h)
83930 73930
Perte de charge ∆P (kg/cm2)
0.1125 0.191
Température d’entre (0C)
34.09 55
Température sortie (0C) 42.34
45
Pression entre (kg/cm2) 23.57 20.9
Pression sortie (kg/cm2) 23.46 20.71
Chaleur échange (kcal/h)
390823 390823
Surface d’échange (m2)
- 382.4
Nombre des tubes - 1048
Chapitre VIII Partie calcul
FST2017 109 CE/MASTER
2-b-4) Les paramètres et les caractéristique de l’échangeur avec la diminution du nombre des tubes.
Tableau 23 : Paramètres et caractéristiques de l’échangeur.
Tube calandre
10 ٪ 20٪ 25٪ 29٪ 10٪ 20٪ 25٪ 29٪
M (kg/h) 69000 61000 56000 54000 77280 68320 62720 60427
∆P (kg/cm2) 0.179 0.1775 0.171 0.177 0.127
0.106 0.105 0.094
tent (0C) 55 55 55 55 34.09 34.09 34.09 34.09
tsort (0C) 45 45 45 45 42.47 48.48 42.46 42.49
Q (kg/h) 366730 324086 296153 286898 366730 324086 296153 286898
A (m2) 362.08 322.6 302.22 286.1 - - - -
Nt 992 883 828 784 - - - -
Pent (kg/cm2) 20.9 20.9 20.9 20.9 23.57 23.57 23.57 23.57
Psort (kg/cm2) 20.72 20.72 20.73 20.72 23.44 23.46 23.47 23.48
Chapitre VIII Partie calcul
FST2017 110 CE/MASTER
INTERPRETATON DES RESULTATS :
� Les figures 1 et 4 montrent que le gradient de température représente une évolution
normale le long de la colonne, vu que celle-ci augmente en descendant du premier plateau
(condenseur) au dernier (rebouilleur), en augmentant le taux de rebouillage, la courbe
s’éloigne dans la zone d’épuisement.
Cette augmentation apporte au fond de la colonne une certaine quantité de chaleur, où
le liquide provenant du plateau inférieur se vaporise partiellement, ce qui permet une bonne
stabilisation du condensat (TVR< 10PSI), et l’augmentation du taux de récupération,
respectant les normes commerciales.
On remarque la présence d’un maximum au niveau des plateaux d’alimentation,
qu’explique la différence entre les températures des alimentations et celle du plateau sensible
(23ème plateau).
� Les figures 2 et 5 montrent que pour les deux cas design et actuel, l’évolution de la
pression sur le long de la colonne est identique et normale.
� Les figures 3 et 6 montrent que le profil des débits molaires liquide et vapeur sont presque
constants dans les deux zones de la colonne, avant et après les plateaux d’alimentation (lignes
parallèles expliquent l’équilibre liquide-vapeur sur chaque plateau).
On remarque une rupture du profil des débits liquide et vapeur au niveau des
plateaux d’alimentation (13èmeet 20ème plateau) qui est due aux conditions d’entrée des deux
charges, ainsi au niveau du plateau n°1(condenseur) . Les débits de la phase liquide sont
très importants par rapport aux débits de la phase vapeur ce qui explique la condensation
totale de la phase vapeur.
Conclusion générale
FST2017 111 CE/MASTER
Conclusion
� D’après les résultats de calcul de l’échangeur, montrent que :
- Dans le cas actuel, c’est possible d’augmenter le débit sur l’échangeur E04 A /B
jusqu'à la valeur 83930 Kg/h (coté calandre) et 73930 Kg/h (coté tube) avec 55tubes
fermés.
- Pour garder la température à la sortie coté tube (température de stockage) et avec la
diminution du nombre des tubes (10٪,20٪, 25٪ et 29٪), on remarque que le débit va
diminue pour que la perte de charge ne dépasse pas la valeur admissible (0.2 kg/cm2 coté
tubes), on propose :
• L’arrêt d’un train (section basse pression), pour l’économie d’énergie (gaz de
combustion, électricité,…etc.).
• L’augmentation du débit par l’ouverture d’autres puits mais à savoir le fonctionnement
de l’échangeur.
36’’
: Tube en bon état
: Tube en bon état
Tube en bon état
: Tube bouché-fermé
Faisceau inferieur Côté tête flottante
Disposition de la forure, plaque tube, chicanes d’échangeur
40 E04A/B
1’’
1’’
3’’
3’’
129’’ 129’’
18’’
D.I.M
36’’
: Tube en bon état
: Tube en bon état
Tube en bon état
: Tube bouché-fermé
Faisceau supérieur Côté tête flottante
Disposition de la forure, plaque tube, chicanes d’ech 40 E04A/B
1’’ 1’’
3’’
129’’ 129’’
18’’
D.I.M
Fig. I.1 : Puits producteurs ……………………………….........................................................6
Fig.I.2 : Puits réinjecteurs…………………...............................................................................7
Fig. I.3 : Schéma global du complexe des deux usines de traitement du gaz ……………........8
Fig.I.4 : Schéma semplifie de l’unite 02 ………………………………………...…..……… 10
Fig. I.5 : Schéma simplifié de l’unité 10 (section haute pression HP) ……………….….…..14
Fig. I.6 : Schéma simplifié de l’unité 10 (section basse pression BP)………………………..16
Fig. I.7 : Schéma de l’unité de stockage du condensat ……………………………...…...…..17
Fig. II.1 : Production de gaz naturel en Algérie…………………………….………….……..30
Fig. II.2 : Répartitions des réserves gaziers en Algérie….........................................................31
Fig. II.3 : Schéma d’utilisation de C1, C2, C3, C4.....................................................................35
Fig. II.4 : Les produits issus du propane………………………………...…………………....36
Fig. II.5 : Les produits issus du butane……………………………………………………….37
Fig. III-1 : Schéma simplifié de la rectification ……………...................................................42
Fig. III-2 : Schéma d'une colonne à plateaux……………………………………………..…..45
Fig. III-3 : Schéma simplifié d’un Plateau perforé à déversoirs ..............................................46
Fig.III-4 : Schéma de calotte……………………………………………………………….....47
Fig.III-5 : Schéma de clapet …………….……………………………………………………48
Fig. III.6 : Schéma de la zone de rectification..........................................................................50
Fig. III.7 : Schéma de la zone d’épuisement.............................................................................51
Fig. V.1 : Schéma de l’échangeur à tête flottante.....................................................................67
Fig. V.2 : Schéma de l’échangeur à tubes en U (type CFU) …................................................67
Fig. V.3 : Schéma de l’échangeur à plaques tubulaires fixes (type BEM)...............................68
Fig. V.4 : Schéma de l’échangeur type Kettele (AKT).............................................................69
Fig. V.5 : Résistances au transfert............................................................................................74
Fig. VIII.1 : Evolution de température au niveau de chaque plateau (cas design)...................97
Fig. VIII.2 : Evolution de la pression au niveau de chaque plateau (cas design).....................98
Fig. VIII.3:Evolution du débit et le débit vapeur au niveau de chaque plateau (cas design)...98
Fig. VIII.4 : Evolution de la pression au niveau de chaque plateau (cas actuel)…................102
Fig. VIII.5 : Evolution de la température au niveau de chaque plateau (cas actuel)..............102
Fig.VIII.6:Evolution des débits liquide et vapeur au niveau de chaque plateau (cas actuel).103
Tab.I.1: La production entre 1988 et 2003 de RHOURDE-NOUSS……………………….5
Tab. I.2: La composition de gaz à traiter………………………………………………….....19
Tab. I.3: Spécification des différents produits…………….…...………...…………………..19
Tab.I.4: La température et la pression des courants entrant et sortant de l’usine de GPL…..20
Tab.II.1 : La composition d’un certain nombre de gaz naturel …………………...…....……21
Tab.II.2 : Offre potentielle de gaz - Scénario haut (en.Gm3) …………………………….... 25
Tab.II.3 : Offre potentielle de gaz - Scénario de référence (en Gm3) ...……………....……..26
Tab.II.4 : Demande mondiale de gaz par région (Cas de base)…………………...……...….28
Tab.II.5: Demande mondiale de gaz par région (Scénario Alternatif)………………………28
Tab.VI.1: Domaines d’applications de l’équation de PENG ROBINSON……………….…86
Tab.VII.1: Moyens de détection fixes………………………………………………………..91
Tab.VIII.1 : Dimensionnement de la colonne ……..……..…………………………..……... 93
Tab.VIII.2 : Caractéristiques des plateaux……………………………………………………93
Tab.VIII.3: Paramètres de l’échangeur E04A/B………………………………..………….…94
Tab.VIII.4 : Caractéristiques de l’échangeur ………………………………………………...94
Tab.VIII.5 : Comparaison entre les débits du résidu dans le design, SRK et
PENG-ROBINSION …………………………………………………………....……95
Tab.VIII.6 : Débits de c5 dans R et pour les modèle SRK et PENG- ROBINSION…………96
Tab.VIII.7 : Spécification du condensat (cas design)…………………………...……………97
Tab.VIII.8 : Débit du F, L, D, R dans la colonne (cas design)…………….……......………..99
Tab.VIII.9 : Vérification du bilan de matière partiel (cas design)……….……..……….……99
Tab.VIII.10 : Spécification de rebouilleur (cas design).………………………………….…100
Tab.VIII .11 : Débit du c5 dans L, F et R (cas actuel)………………………………...…….100
Tab.VIII.12 : Spécification du condensat (cas actuel)……………………....……...…...…..101
Tab.VIII.13 : Spécification du condensat a la sortie de la colonne (cas actuel)………….....101
Tab.VIII.14 : Débit du F, L, D, R dans la colonne (cas actuel)……………………………..103
Tab.VIII.15 : Vérification du bilan de matière partiel (cas actuel)………………………….104
Tab.VIII.16 : Spécification de rebouilleur (cas actuel)……………………………...……....104
Tab.VIII.17 : Spécification du condensat a la sortie de la colonne (cas d’arrêt d’un train)...105
Tab.VIII.18 : Les nouveaux paramètres de la colonne (cas d’arrêt d’un train)……..………105
Tab.VIII.19: Paramètres et caractéristiques de l’échangeur E04A/B (cas design)…………106
Tab.VIII.20: Paramètres et caractéristiques de l’échangeur E04A/B (cas actuel)………......107
Tab.VIII .21: Paramètres et caractéristiques de l’échangeur E04A/B
(Cas d’arrêt d’un train)…………………………………………………………..107
Tab.VIII.22: Paramètres et caractéristiques de l’échangeur E04A/B (avec le nombre des tubes actuel fermés)…………………….………………………………..…….108 Tab.VIII.23: Paramètres et caractéristiques de l’échangeur E04A/B (avec la diminution du nombre des tubes)……………………………………………………………109
Bibliographie
FST2017 CE/MASTER
Bibliographie
1-P. WUITHIER : Raffinage et génie chimique, Tomes I &II
2eme édition 1972 –Paris.
2-J.P.WAUQUIER : Procédés de séparation, Edition TECHNIP 1998 –Paris.
3-V.GRICHKO & R. ABDOULLAEV : Echangeurs de chaleur.
Edition INHC. Boumèrdès 1977.
4-Engineering PERRY HAND BOOK, Edition 1972. 5-Engineering DATA BOOK NINTH, Edition 1972.
6-Manuel opératoire de l’unité de traitement du gaz de RHOURDE NOUSS.
7-R. ABDOULLAEV& V. KOSSIAKOV : Théorie et calcul de la rectification
des mélanges complexes. Edition INHC. Boumèrdès 1977.
8- Skoblo A (1973), Méthodes et appareils de l’industrie du pétrole :
tome 2.Editions « Ecole supérieur Moscou ».
9-Cours d’opérations unitaires. FHC. Boumèrdès 2007-2008.
10-Le logiciel de simulation HYSYS v3.2 HYPROTECH CANADA.2004.
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