2012 Mie Bloc 1 - Uvsq

MIE(Mécanique pour les Industries de l’Energie)

Gilles PerrinAreva Fellow

direction de la recherche et de l’[email protected]

&Université de Versailles Saint Quentin en Yvelines

AREVA NP

Gilles PERRIN - Automne 2012 - p.2

Sources

1. Rojey, A, IFP, Le Gaz naturel : une perspective d'avenir, 20042. IFP, Contexte énergétique International, 20043. Bauquis, P-R, Prof. ENSPM, Quels futurs pour le pétrole et le gaz naturel après le choc de 2005 ? 4. Vincké, O, IFP, Le forage, 24 octobre 20065. Notes de cours Charges limite, JB. Leblond, 2006

Bloc 1

Introduction : Economie

E-campus

Quelques généralités sur l'industrie

pétrolière et gazière


PlanQuelques chiffres sur la Production d'énergie

Cas particulier : le gaz naturel et son transport Transport Liquéfaction

Pour des carburants liquides

Guerre au CO2

Vision futuriste : tout au gaz naturel !

Nucléaire, éolien, hydraulique, hydraulienne, solaire

Quelques exposés techniques …


[3]

Gaz Naturel : forte croissance 2000-2020

Demande Mondiale ~ 8.7 Gtep/an ~ 3.5 Pétr. + 2.2 Gaz Nat. + 2.2 Charb.


Consommation mondiale 1860-2004 (Mtep)


World energy from source to service


Energie en France : 281 MtepImportations 147

Charbon : 13

Pétrole : 93

Gaz naturel : 39

Electricité pointe : 2

Production : (14)+134 Electricité thermique : (14)

Electricité nucléaire* : 105

Electricité hydraulique : 16

ENR-th (ie sauf hydro, éolien, photo-volt) (surtout biomasse) : 13

Consommation Finale : 159 Industrie : 38 (dont sidérurgie : 6)

Transports : 50

Résidentiel : 68

Tertiaire :

Agriculture : 3

Utilisation non énergétique 16

* La valeur du MWh électrique origine nucléaire est converti en tep comme suit :Pour créer un MWhe, il faut (rendement ~ 0.38) du pétrole pour générer 2.6 MWh-thet 2.6 MWh-th = 9.4 GJ ~ 0.222 tep. Si utilisation thermique : 0.086 tep

Part électricité non consommée 106 Export : 17

Consommation intermédiaire et pertes : 89 Pertes au titre de l’utilisation thermique de l’électricité : 73 Pertes Joule : 8 (~ 8%/100 km et ~60%/1000 km) Consommation intermédiaire 8

- Combustible nucléaire (5) ; Raffineries : (1) ; Pompage (2)

Electricité dispo = 150 – 106 = 44

Hydrocarbures = 147 – 2 – 14 = 131


Usage de l’électricité en France

TWh 1973 1990 2000 2007

Sidérurgie 12 11 11 12

Industrie (hors sidérurgie)

72 105 127 123

Résidentiel Tertiaire

59 180 240 284

Agriculture 1 2 3 3

Transports ferrés

6 8 10 12

Total 151 305 392 434


Production de pétrole


1 tep = 7.3 bbl = 1000 (n)m3 de Gaz Naturel = 40 MBtu = 42 GJ

Pétrole Demande 2002 : 3,55 Gtep

Production 2002 : 3,52 Gtep déstockage 30 Mtep ~ 100 x 300 000 t Capacité de production ~ 3,65 Gtep (note : 50 Mtep/an ~ 1 Mbpd)

Demande Mondiale énergie ~ 8.7 Gtep/an ~ 13 TW~ 3.5 Pétr. + 2.2 G.N. + 2.2 Charb.


Réserves de pétrole et de gaz dans le monde

.

020406080

100120140160180

Gtep

PétroleGaz naturel

Ratio gaz/pétrole des réserves prouvées

50 %

80 %

113,8 %

Source CEDIGAZ

[1]

Gilles PERRIN - Automne 2012 - p.14[2]

57

= 618 + 57


Gaz Naturel et son Transport


Réserves prouvées de gaz naturel :

localisation 1.1.2003 (1012 m3/% du total mondial)

56,431,3 %

71,539,6 %

73,9 %

7,54,2 %

7,5

4,2 %

16,8

9,2 %

Réserves mondialesGaz: 162,4 Gtep

Pétrole: 142,7 Gtep

13,87,6 %

[1]


GAZ NATURELRéserves et production par zone

économique

49%

32%

10%9%

OPEP CEI

Réserves au 1.1.2003 : 180,5 1012 m3

16%

28%43%

13%

Pays industrialisés PVD

Production en 2002 : 2,58 1012 m3

Source : CEDIGAZ

[1]


Rôle croissant du commerce international du gaz naturel

Demande mondiale :+ 2 - 2,5 %/an

Commerce international :+ 2,5 - 3 %/an

Expansion gazière mondiale2000 - 2020

Flux GNL : + 5 - 6 %/an

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

1970 1990 2002 2020

Gazoducs GNL

Part du GNL dans le total

109 m3 38 - 43 %

33 - 37 %

29 - 31 %

21 %

21 %

23,5 %

15,6 %

5,9 %

Source : Cedigaz, AIE, IFP, CMG 2003

[1]


Coûts de transport du gaz

1000 5000

1

3

1 U

S$/M

Btu

~ 45

US$

/tep

~ 6

US

$/bb

l

km

GazoducValeur haute

GazoducValeur basse

GNL

Pétrolier Oleoduc

[1]


4Mt/an

[1]


Procédé de Liquéfaction du Gaz Naturel LIQUEFIN

5 Mt/an

Compact : L = 25 m x l = 10 m x h = 15 m

Liquefaction

Pre-cooling

Studied core

A

+ 35°C

- 50°C

-150°C


Mechanical Analysis

Effect of axial temperature gradient in the core


1. Linear thermal gradient ?(top -50°C -- bottom -150°C)

11max = 0.24

1

2

3

Small Compared to ET ~ 140 MPa

Almost no stresses, conic shape, 1/2-angle ~ THeight

Radius

22max = 0.30 12max = 0.07 33max = 0.25


2. In case of bi-linear T ?

T

Slope Conflict

Practical case

33 MPa

- 1.5

3.5

- 4.5

4.

half-angleapproach

Stresses

THeight

Radius


Le Raffinage


[Source ife iddri]

Notes :• FCC = Fluid Catalytic Cracking• HCU = Hydro Cracking Unit• (VBU = Viscoréduction)


RaffinageProduction d’une raffinerie moyenne France (en L pour 1 bbl = 159 L)

Carburants 73,8

Gazole et mazout léger (fioul domestique) 34,8

Kérosène (carburéacteur pour l'aviation) 15,8

Mazout lourd8,7Gaz de pétrole du raffinage 7,2

Autres gaz (éthane, propane, butane) 7,2

Coke 6,8

Asphalte 4,9

Bases pour la pétrochimie 4,5

Lubrifiants 1,9

Kérosène (ou pétrole lampant) 0,7

Autres (cires, graisses) 1,1


Emission de CO2 par le raffinage– Europe des 15

Scénario de référence pour l’UE 15 : 619 Mt brut

Par type de raffinerie Simple : 0,10 t CO2/t brut

FCC : 0,19

HCU : 0,30

FCC+HCU : 0,33

Moyenne UE 15 : 0,22 t CO2/t brut

Moyenne France : 0,20 t CO2/t brut (presque tout le parc en FCC)


Les carburants liquides

Pour le transport Aéronautique

Automobile



Conversion vers un carburant liquide

GTL = Gaz To Liquid

CTL = Coal To Liquid

BTL = Biomass To Liquid

(XTL = X To Liquid)


Carburants Fischer-Tropsch

Etapes de production

Syn. H.C.F.T

OXY.

GazNaturel Syngas

Produitsfinis

Produitsliquides

Production gaz de synthèse(En partant du charbon :procédé SASOL degazéification du charbon)

Etape de synthèse F.T.

(catalytique Fe, Co ou Ni,200°C, 250 b)

Etape definition

C=O + 2 H2

heat

nnHC 2 22 nnHC


Unités GTL dans le monde

Unités existantesProjets prévusProjets envisagés [1]

NOTE : Commercial CTL today1. Sasol in South Africa, (30% of liquid fuels). 2. China Shenhua projet 2008 - 1 Mtep/an .


Guerre au CO2

1 tep (~CH2) génère 3 tonnes de CO2

Rejets anthropiques annuels 2005 ~ 25 Gt/an Masse atmosphère ~ 500 M.km2*1kg/cm2 = 5.106 Gt

Rejets anthropiques 2005 ~ 5 ppmw/an

Concentration en masse XIX° siècle : 400 ppmw 2008 : 582 ppmw Augmentation moyenne 1960-2010 : 2 ppmw/an (tampons …)


Guerre au CO2

Coût du rejet de CO2 : coût CEE ~ 20 E/tCO2 ~ 60 $/tep

Cours

Intérêt du CO2 : Energie basse

C est complètement oxydé


RATIO HYDROGENE/CARBONEDE LA CONSOMMATION D’ENERGIE PRIMAIRE

sources d’énergie sans CO2

1800 1850 1900 1950 2000 2050 2100 21500,01

0,1

1

2

4

10

100

Methane H/C = 4

Pétrole H/C = 2

Charbon H/C =1

Bois H/C= 0,1rati

o H

yd

rog

en

e/

carb

on

e Décarbonisation de l'énergie

Années

Source : GATE 2020 by ENI/IFP (From Marchetti 85 & Ausubel 88 )



[1]

Réglementation européenne en préparation / discussion :Centrale à charbon construite après 2015 : < 500 kg/MWh



22


2







Expérience du stockage : TOTAL à Lacq

Site de Rousse, à 27 km de Lacq 4500 m de profondeur, puissance 1000 m, surface 2 km2

Prévu de stocker 120 000 t CO2 Etat liquide sous 80 bars

Usine thermique 30 MWth, à oxycombustion : rejette CO2 sans N2

Coût du stockage : 75 €/t CO2 Energie : stocker 1 t CO2 coute 200 kg CO2 = 60 kg HC = 0,37 bbl ~ 25 €

Autres coûts : 50 €

Sans oxycombustion, coût du captage (séparation de N2) ~ 140 €/t CO2


Ecoute microsismique



Coût de l’énergie fossile

1 MWhe se remplace par 1 baril de brut + 1/2 t CO2

42 €(source : ARENH)

80 €(Brent, 2011-08-04)

~ 40 €(20 à 140 €/t )


VISION FUTURISTE


L’énergie nucléaire

Fission Réacteurs à Eau Pressurisée (REP) ou bouillante (REB)

Fission Réacteurs à Neutrons Rapides (RNR)

Fusion Tokamak

Fusion par confinement inertiel


Quelques chiffres sur le nucléaire

Préparation du combustible Unat (0.7% U5 + 99.3% U8)

Consommation ~ 40 000 t/an

Production en équivalent thermique : 0.6 Gtep/an = 7% énergie mondiale

350 GWe installés (REP+REB = 85%, 450 réacteurs)

Ressource Mondiale Classique ~ 3 Mt U ~ 30 Gtep en REP En cycle REP UO2 = 4 ans de demande mondiale (8.7 Gtep/an)

En cycle REP MOX + RNR + Cycle Th (~ 10 Mt) = quelques siècles RNR Cycle Uranium-Plutonium (efficacité x 60 -> 2000 Gtep ??) RNR Cycle Thorium-Uranium (6000 Gtep ???)


Cycle régénérateur 238U-Pu

Combustion simple Uranium 235 dans les REP : 130 t Unat/GWe.an

Cycle Uranium-Plutonium : ressource x 1/0.0072 ~ x 140 --- En fait x60

MeVK

nFPnU 1600 Thermique

23592 3.07.2..

ralentissement par H2Ofissile

fertile

ePuNp

eNpUUn

nxFPnPu

MeV

MeV

23994

23993

23993

23992

238921

1

23994 ..

fissile

ky24vie -Demie 23994 Pu

My704vie -Demie 23592 U


Cycle régénérateur Th-233U

Cycle Thorium-Uranium

fertile

eUPa

ePaThThn

nxFPnU

MeV

MeV

23392

23391

23391

23390

232901

1

23392 ..

fissile

ky159vie -Demie 23392 U


Les ENR

Hydraulique (pour mémoire)

Biomasse

Eolien

Stockage de l’énergie électrique

Hydraulien


Biomasse

Biomasse méthanisée + électricité

-> CO + H2

-> Carburants (Fischer-Tropsch)

Potentiel en France : ~ 10 Mtep/an


De l'énergie éolienneParc mondial : 15 GWe

Description d’une grosse éolienne puissance installée : 5 MWe

distance nacelle-sol : 100 m

longueur pales : 35 m

coût offshore : 10 M€

Talons d’Achille Energie intermittente : Production ~ 20% Puissance installée

si vent trop faible si vent trop fort

Le stockage

L’acceptation


Station de stockage hydrauliqueSTEP

Dans le monde ~ 100 GW

En France tous les sites sont déjà exploités : 6,3 GW

Grosses installation ~ 0.5 GW pointe


Stockage électricité : quelques pistes« grosses installations »


Stockage sous air comprimé en caverne

P ~ 100 barsV ~ 300 000 m3

W ~ 3.1012 J ~ 1000 MWh


Usine de Huntorf (D, 1978)

La ressource essentielle :Caverne étancheNombre de sites ?

140 000 m3 170 000 m3

Evolution de la cavité !


Stockage électricité sous forme de

chaleur(projet THESE –

Saipem)Capacité ~ 12 000 MWe.h ~ 1 GWe sur 12hPuissance ~ 120 MWeTemps de charge ~ 100 hVolume ~ 20 000 m3

50 000 t de granulats(Prod. France ~ 500 Mt@9E/t)

Rendement ~ 0,7


Installations « petite échelle »


Diagramme de Ragone

100h 10h 1h 6 mn 36s

1s

100ms

10ms

1ms

Fly Wheel = Volant d’inertie – SMES = Induction supraconductrice


Super condensateurs


Batterie de condensateurs pour canon électromagnétique (ISL)

W ~ 600 kJ – décharge en 10 ms – P ~ 60 MW


Bobine supraconductrice


Volants d’inertie


Stockage électricité : quelques pistesAjuster la demande : commander le délestage du chauffage domestique (ou des téléviseurs, ou …)

Stocker dans les batteries des véhicules électriques : Flotte électrique ~ 1% flotte actuelle ~ 200 000 véhicules

Capacité totale : 200 000 véhicules * 100 kWh ~ 2 GWe x 12 h


L'énergie hydraulienneEnergie des marées

Usine marémotrice : gare à l’ensablement

Energie des vagues : Irlande ouest : 70 MW/km de côte

Récupérable ?

GWe 300 à 100 : mondialGisement

GW2400~m 35.0~et m10500.3/2~ : mondiale Echelle

17~

4

1

s 360012

1~

212

22

PhS

ShSghP


Les défis de l’énergie

Défi d’ingénieur : des Matériaux qui résistent « à tout » Température (rendement de Carnot) Efforts Corrosion Neutrons Vieillissement thermique

Défi de client : Stockage de l’énergie Electricité (embarqué) Chaleur (lisser production & consommation)

Défi écologique : Bilan déchets – bilan CO2 2007 : en UE, 1MWhe produit émet 456 kg CO2

Défi humain : Transfert de technologie

Documents

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