EVALUATION ENVIRONNEMENTALE ET TECHNICO – …

N° d’ordre 2006ISAL0102 Année 2006

THESE

UniversitéC

L’I

S Jury : M. A. BADEA M. G. BAZACLM. G. DARIE M. R. GOURDM. P. JOULAIM. P. ROUSSE

TV

EVALUATION ENVIRONNEMENTALE ET ECHNICO – ECONOMIQUE DU CYCLE DE

IE DE LA COMBUSTION DU GAZ NATUREL ET PROPOSITIONS D`AMELIORATIONS

TECHNIQUES

Présentée devant POLITEHNICA de Bucarest (Roumanie) – Faculté d’Energétique haire «Centrales électriques et énergétique industrielle »

Et nstitut National des Sciences Appliquées de Lyon (France)

Pour obtenir

Le grade de Docteur

Formation doctorale : Sciences et Techniques du Déchet École doctorale : École Doctorale de Chimie de Lyon

Par Cristian – Florian DINCA

Maître ès Science en Génie Chimique

outenue le 15 décembre devant la Commission d’examen

Professeur, UNIVERSITE de BUCAREST Directeur de thèse IU Professeur, UNIVERSITE de BUCAREST Examinateur

Professeur, UNIVERSITE de BUCAREST Rapporteur ON Professeur, INSA, LYON Examinateur N Directeur de Recherche CNRS, POITIERS Rapporteur AUX Professeur, UNIVERSITE de POITIERS Directeur de thèse

Avant-propos

Cette thèse a été réalisée, en cotutelle, au Laboratoire d’Analyse Environnementale des

Procédés et Systèmes Industriels (LAEPSI) de l’INSA de Lyon (FRANCE) et à la Faculté

d’Energétique de l’Université « POLITEHNICA » de Bucarest (ROUMANIE). Pour mon séjour en

France, j’ai bénéficié d’une bourse de l’ADEME pour une période d’un an divisée en 4 stages

échelonnés sur 3 ans.

Je tiens tout particulièrement à remercier M. Adrian BADEA co-directeur roumain (actuel

doyen de la Faculté d’Energétique), qui m’a donné sa confiance pour mener à bien mes travaux et

qui m’a souvent distillé de précieux conseils et M. Patrick ROUSSEAUX co-directeur français pour

son aide précieuse dans l’organisation du travail et dans les recherches tout au long de la réalisation

de ce travail. Je lui suis profondément reconnaissant de m’avoir donné la possibilité de travailler

dans son laboratoire.

Un grand merci aussi à M. Florin ALEXE et M. Sotir DUMITRESCU qui m’ont apporté

toute leur expérience dans la réalisation de la thèse et la relecture de mon manuscrit.

Une attention toute particulière à M. Tiberiu APOSTOL, sans qui mon inscription n’aurait

pas été possible et qui a établi des contacts avec l’ICIM (Institut des recherches en environnement)

et SEB (Sucursala Electrocentrale Bucarest) ce qui a facilité la collecte des données.

J’adresse aussi de sincères remerciements à M. Rémy GOURDON, actuel directeur du

LAEPSI et responsable de la formation doctorale ‘sciences et techniques du déchet’ pour m’avoir

accepté dans son laboratoire.

Je tiens aussi à exprimer l’assurance de ma gratitude à l’ADEME et particulièrement à M.

Gérard MATRICALI et à Mme E. JALLOT pour leur disponibilité et leur aide dans cette recherche.

Je souhaite également remercier tous mes amis.

Enfin, j’adresse un grand merci à tous les membres de la Faculté d’Energétique (chaire de

Centrales Electriques et Energétiques Industrielles) et du LAEPSI (INSA Lyon) dont la

disponibilité et la gentillesse contribuent à créer une excellente ambiance de travail.

Dédicace,

Cette thèse est dédiée à ma femme, Felicia. Je ne pouvais pas imaginer la dédier à quelqu’un

d’autre. Merci encore à Felix pour faire tourner les choses quand je suis enfermé dans mon propre

monde.

Dedication,

This book is dedicated to my wife, Felicia. I couldn’t imagine dedicating it to anyone else.

Thank you as always, Felix, for keeping everything going while I’m off in my own world.

SOMMAIRE

RESUME 7 GLOSSAIRE 8 INTRODUCTION GENERALE 9

PREMIERE PARTIE : CYCLE DE VIE DU GAZ NATUREL

CYCLE DE VIE DU GAZ NATUREL 12 1. Introduction 13 2. Etapes du cycle de vie du gaz naturel 13 2.1. Prospection des gisements du gaz naturel 15 2.2. Extraction du gaz naturel 16 2.3. Traitement du gaz naturel 21 2.4. Transport du gaz naturel 25 2.5. Stockage du gaz naturel 29 2.6. Distribution du gaz naturel 31 2.7. Procédés d’utilisation du gaz naturel 32

3. POINTS TECHNIQUES FAIBLES DE LA FILIERE DU GAZ NATUREL 34

3.1. Procédés primaires de dénitrification des fumées 35 3.2. Procédés secondaires appliqués pour la réduction de NOx 37 3.3. Justification de la réduction des NOx pour la filière du gaz naturel 37

DEUXIEME PARTIE : ANALYSE ENVIRONNEMENTALE ET TECHNICO – ECONOMIQUE DU GAZ NATUREL 38

4. DÉFINITION DES OBJECTIFS ET CHAMP DE L’ETUDE 39 4.1. Définition des objectifs 39 4.2. Champ d’étude – scénarios énergétiques 39 4.3. Définition de l’unité fonctionnelle 54

5. EVALUATION ENVIRONNEMENTALE PAR L’ACV 67 5.1. La méthode d’ACV 67 5.2. L’analyse d’inventaire de la filière du gaz naturel 82 5.3. Analyse d’impact 109

5.4. Points faibles et points forts environnementaux du cycle de vie du gaz naturel - Conclusions 120

5.5. Analyse de sensibilité 121 6. COMPARAISON TECHNICO – ECONOMIQUE 128 6.1. Famille des critères économiques 128 6.2. Famille des critères énergétiques 135 6.3. Interprétation des résultats 136 6.4. Analyse de sensibilité 140

6.5. Conclusions 143

7. EVALUATION GLOBALE DES SCENARIOS ENERGETIQUES 144

7.1. Présentation de l’analyse multicritère 144 7.2. Application de la méthode d’analyse multicritère 147 7.3. Description de l’interface 163 7.4. Conclusions 171

TROISIEME PARTIE : REDUCTION DES EMISSIONS LIEES A LA COMBUSTION DU GAZ NATUREL 172

8. REDUCTION DES EMISSIONS DE NOX ET CO2 PAR LA RECIRCULATION DES FUMEES 173

8.1. Etat de l’art sur la réduction des émissions de NOx 173

8.2. Réduction des NOx par la récirculation des fumées et par l’injection d’ammoniac dans la zone de combustion 185

CONCLUSIONS GENERALES 216 REFERENCES 220 ANNEXES 228

RESUME Cette thèse de doctorat, a consisté, dans une première partie, à analyser les impacts

environnementaux du cycle de vie du gaz naturel, à savoir depuis son extraction jusqu’à son utilisation pour produire de l’énergie électrique et thermique. Le but est d’identifier les points forts et les points faibles tout au long du cycle de vie du gaz naturel en vue d’améliorer l’impact global sur l’environnement. On a pu ainsi identifié les principaux polluants générés à chaque étape du cycle de vie du gaz naturel et les étapes qui ont les plus grands impacts environnementaux.

Dans une deuxième partie, nous avons comparé, d’un point de vue technico-économique et environnemental, 7 scénarios de production d’énergie à partir du gaz naturel : 6 scénarios de cogénération (turbine à vapeur à condensation avec soutirage, turbine à vapeur à contre-pression, turbine à gaz sans postcombustion, turbine à gaz avec postcombustion, moteur à gaz et cycle combiné gaz vapeur) et 1 scénario de production séparée d’énergie électrique et thermique. A l’aide d’une méthode d’analyse multicritère appropriée et après avoir réaliser une interface dans l’environnement DELPHI, nous avons alors identifié, selon nos critères et par rapport au contexte roumain, le scénario énergétique le plus compatible avec le principe de Développement durable.

Enfin, dans une troisième partie, nous avons étudié deux techniques pour réduire les émissions de NOx à l’étape de combustion du gaz naturel. La première technique consiste à réduire les émissions de NOx par recirculation des fumées. La deuxième technique consiste à injecter de l’ammoniac dans la flamme, à la base de la flamme et dans l’air de combustion. Pour les deux techniques, la réduction de polluants a été mise en évidence et quantifiée expérimentalement

Mots clés : Analyse de cycle de vie, analyse multicritère, cycle de vie du gaz naturel, solution énergétique de cogénération, Développement durable

ABSTRACT This thesis report is structured in three parts. The first part consists to analyze the

environmental impacts of natural gas life cycle, from extraction until utilization in order to produce electrical and thermal energy. The main purpose of this part is to identify the strong and the weak points for each stage of natural gas life cycle to improve the global environmental impact. Also, the main pollutants produced can be identified for each stage of natural gas and stages which have the most significant environmental impact.

In the second part, seven scenarios of electrical and thermal energy production from natural gas are compared according to technical, economical and environmental criteria : six cogeneration scenarios (1- a bleeder condensation steam turbine; 2- a back pressure steam turbine; 3- a gas turbine with heat recovery and without post combustion; 4- a gas turbine with heat recovery and post combustion; 5- a thermal engine with heat recovery and without post combustion; 6- a combined cycle power plant) and one scenario for separated production of electricity and thermal energy. We identified the most compatible energetically solution with the Sustainable Development principle, in the Romanian context, according to our technical, economical and environmental criteria, by using a multicriteria method and a program made with the help of DELPHI software.

At the end, in the third part it was studied two methods to reduce NOx emissions in the natural gas combustion stage. The first method consists in the reduction of NOx emissions using flue gas recirculation. The second method uses ammonia injection in different points of the furnace in order to reduce the NOx emissions. In both methods the reduction of NOx emissions was experimentally accentuated and quantified.

Keyword: Life Cycle Assessment, multicriteria approach, natural gas life cycle, energetically solution of cogeneration, Sustainable Development

8

Glossaire ACV : Analyse du Cycle de Vie CML : Centre des Sciences Environnementales (Université de Leiden, Pays-Bas) DCO : Demande Chimique en Oxygène GWP : Global Warming Potential HC : hydrocarbures ICV : Inventaire du Cycle de Vie IPCC : Intergovernmental Panel on Climate Change ISO : International Organization for Standard LAEPSI : Laboratoire d’Analyse Environnementale des Procédés et des Systèmes Industriels OFEFP : Office Fédéral de l’Environnement, des Forêts et du Paysage (Suisse) OM : Ordures Ménagères PE : Processus Elémentaire PAH : Polycyclic Aromatic Hydrocarbon – Hydrocarbures aromatiques polycycliques PVC : PolyChlorure de Vinyle SETAC : Society of Environmental Toxicology and Chemistry SPOLD : Society for the Promotion of LCA Development UF : Unité Fonctionnelle yc – indice de cogénération d’une solution énergétique ys – indice de structure du consommateur

Evaluation environnementale et technico-économique du cycle de vie de la combustion du gaz naturel et propositions d'améliorations techniques

9

INTRODUCTION GENERALE

Cristian DINCA : e-mail- [email protected]

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INTRODUCTION GENERALE

Parmi les problèmes à moyen ou long terme qui préoccupent aujourd’hui les scientifiques, les hommes politiques et le grand public, il en existe au moins un qui est lié directement à l’énergie : l’augmentation de l’effet de serre due aux émissions de gaz carbonique et de divers gaz liés à l’activité humaine, avec les risques climatiques qui y sont liés.

Dans un tel contexte, il n’apparaît pas inutile, en sortant de considérations sectorielles, nationales et contingentes, d’envisager au niveau européen voire mondial des stratégies qui permettent un développement durable dans les meilleures conditions à la fois pour les pays industrialisés et pour les pays en développement.

Dans l’élaboration de ces stratégies tant au niveau politique, économique, industriel et individuel, les questions environnementales prennent une place toujours plus importante. Au-delà des modes passagères, cette importance croissante des problèmes environnementaux est liée à un constat fondamental : par sa capacité limitée d’absorber les effets de l’activité humaine, l’environnement pose une limite concrète au développement de la société humaine, limite qui a déjà été atteinte en de multiples régions de la planète. Il est maintenant reconnu que l’environnement ne peut pas s’accommoder d’une charge environnementale toujours plus grande si nous voulons assurer aux générations suivantes des perspectives acceptables à long terme.

S’il est très facile de parler de développement durable, passer de la parole aux actes est sensiblement plus délicate. Pour l’avenir de notre société, il faut que les affirmations s’accompagnent d’actions efficaces contribuant à une réduction effective des impacts environnementaux, voire à une amélioration de l’état de l’environnement. Pour qu’une action soit efficace, deux conditions sont à réunir :

• il faut disposer de solutions technologiques facilement utilisables et satisfaisantes pour l’utilisateur ;

• il faut déterminer quelles sont les meilleures solutions parmi l’ensemble des mesures possibles, en tenant à la fois compte de leur efficacité environnementale, de leurs coûts socio-économiques et des contraintes qu’elles impliquent sur le plan technique.

Face à nos besoins énergétiques et compte tenu de leurs conséquences sur notre société et sur l’environnement, le choix des meilleures solutions énergétiques devient crucial. Parmi les différentes sources énergétiques, la position du gaz naturel s’est renforcée depuis les derniers chocs pétroliers de 1973 et 1979. L’intérêt croissant du gaz naturel s’explique, par rapport aux autres énergies fossiles, par la répartition géographique de ses réserves sur la planète, son prix de revient, la diversification de son utilisation et ses indéniables avantages en matière d’environnement.

La Roumanie, qui entrera l’année prochaine dans l’Union européenne, dispose de réserves importantes en gaz naturel. Ce gisement est un atout important pour la Roumanie d’une part pour son développement économique et d’autre part pour réussir son entrée dans l’Union européenne encore faut-il que l’exploitation de ce gisement soit en adéquation avec le développement durable.


11

La finalité de cette thèse est d’étudier certaines conditions pour que cette adéquation soit vérifiée. Plus précisément, nous tenterons d’apporter des éléments de réponse aux trois questions suivantes :

1- D’un point de vue environnemental, quels sont les points forts et les points faibles de la filière du gaz naturel ?

2- Compte tenu du contexte roumain, quelle est la solution de production d’énergie à partir du gaz naturel qui soit la plus conforme pour répondre aux exigences du Développement durable ?

3- Comment pourrait-on, d’un point de vue technique, améliorer les performances de la filière du gaz naturel ?


12

PREMIERE PARTIE :

LE CYCLE DE VIE DU GAZ NATUREL


13

I. LE CYCLE DE VIE DU GAZ NATUREL

1. INTRODUCTION Energies fossiles, gaz naturel et pétrole se sont formés, il y a des millions d’années à partir des organismes vivants déposés au fond des mers. Lentement incorporés aux sédiments, à l’abri de l’oxygène et de la lumière, ils ont subi de lentes transformations au fur et à mesure de leur enfouissement, avant de connaître des migrations secondaires qui les ont conduits vers des pièges, où ils se sont accumulés.

Le gaz naturel dans le monde D’abord cantonné aux seuls Etats-Unis, le gaz naturel a connu depuis la fin de la seconde guerre mondiale une régulière et constante évolution de sa consommation. La découverte et l’exploitation de nouvelles réserves dans les années soixante, alliées aux progrès réalisés dans le transport par méthanier ont conféré au gaz naturel une envergure mondiale. Assurant une indispensable diversification du bilan énergétique des Etats et présentant des avantages en matière d’environnement, le gaz naturel a vu sa consommation mondiale passer de 13 % de la demande totale d’énergie primaire en 1960 à plus de 30 % en 1999.

Principalement situées dans quelques régions, les réserves mondiales de gaz naturel sont réparties pour près de 37,2 % dans l’ancien empire soviétique ; 9 % en Asie/Océanie ; 6,7 % en Amérique du Nord ; 6,6 % en Afrique ; 6,4 en Amérique Latine et 4,3 % en Europe Occidentale [VATTENFALL, 1996] (figure 1.1).

Dans la figure 1.1. on présente la situation concernant les réserves globales de gaz naturel dans le monde. On voie que les gisements on shore contiennent plus de 70 % de gaz naturel existant à ce moment, [EPA, 2000].

Obs. - les gisements facilement exploitables ne contiennent que du gaz naturel et dont la pression est suffisante pour qu’il soit extrait sans apport d’énergie.

2. ETAPES DU CYCLE DE VIE DU GAZ NATUREL Le cycle de vie exhaustif du gaz naturel est présenté dans la figure 2.1. Les étapes de ce

cycle seront détaillées dans les sous-chapitres qui suivent.

Fig. 1.1. La situation de gaz naturel dans le monde.


14

1. PROSPECTION ET EXTRACTION DU GAZ NATUREL

1.1.Extraction on shore 1.2.Extraction off shore 1.3. Grisou des mines de charbon

2. Traitement du gaz naturel

Transport sur courte distance Transport sur courte distance

2.1. Désulfuration 2.2. Condensation de l’eau

Adjonction d’un odorant 2.3. Dégazolinage

3. Transport du gaz naturel sur longue distance

3.1. Mise sous pression

3.2.1Méthanier

Stockage temporaire (possible)

3.2. Liquéfaction

Usine de regazéification

Transport sur court distance par camion

3.1.1Gazoduc

4. Stockage du gaz naturel

4.1. Cavité saline 4.3. Nappe aquifère

4.2.Ancien site on shore

4.4. Réservoirs en béton

4.4. Réservoirs cryogéniques

Mise sous pression

5. Distribution du gaz naturel (TRANSPORT SUR COURTE DISTANCE)

Poste de détente / détendeur individuel

5.1. Transport haute pression

5.2. Transport moyenne pression

6. Procedes d’Utilisation du gaz naturel

5.3. Transport basse pression

6.1.Matière première

6.3. Energie calorifique

6.2. Energie électrique

COGENERATION

Combustion

Fig. 2.1. Cycle de vie du gaz naturel

Air

Eau

Sol et sous-sol

Air

Eau

Sol et sous-sol


15

2.1. Prospection des gisements de gaz naturel Cette étape représente une activité minière dont le but sera de découvrir des gisements de

gaz naturel et de réaliser une étude de faisabilité pour l’évaluation du gisement.

Au début, quand cette étape était insuffisamment développée, les puits de gaz naturel étaient placés intuitivement. Aujourd’hui compte tenu que les coûts de l’étape d’extraction sont très élevés, les grandes entreprises gazières ne permettent pas de forer au hasard. En conséquence, les géologues jouent un rôle très important dans l’étape de prospection des gisements de gaz naturel. Pour trouver des nouveaux gisements de gaz naturel, les géologues analysent la composition des sols trouvés pour les comparer avec celles déjà trouvées. Actuellement, les techniques utilisées donnent des informations très précises en ce qui concerne l’existence de ces gisements. Plus ces techniques sont précises plus la possibilité de trouver un gisement augmente [ROJEY, 1997].

A ce jour, on utilise des systèmes de télémesure dont la transmission des informations vers l’unité d’acquisition des données sismiques se fait par un câble ou par ondes radio. Par exemple, le système Polystyles est basé sur les transmissions des données par ondes radio dont la fréquence varie entre 68-88 MHz et 213-234 MHz [IFP, 1999].

En combinant des méthodes qui utilisent des ondes sismiques avec des données caractérisant le sol à gisement de gaz naturel, il est possible d’améliorer la modélisation géologique et en conséquence d’obtenir des informations à l’égard de l’emplacement du gisement.

Les géologues des sociétés pétrolières partent à la recherche de gaz naturel guidés par un certain nombre d’indices. Examen approfondi de la nature des terrains et de la structure du sous-sol, recherche d’anciens bassins de sédimentation, prospection sismique, qui leur fournissent des éléments de réponse à cette question cruciale : le sous-sol contient-il des hydrocarbures ? Ce n’est qu’à l’issue de ces études qu’ils forent les puits de reconnaissance afin de confirmer la présence d’un gisement.

Gisements mixtes et gisements secs La recherche dans le sous-sol des « structures – pièges » représente le premier objectif de la

prospection et consiste à identifier le gisement de gaz ou de pétrole.

Les structures les plus favorables sont constituées de roches sédimentaires, roches poreuses imprégnées d’hydrocarbures et recouvertes d’une roche imperméable. Ces structures contiennent les deux types de gisements présents dans le sous-sol [EC, 1995]:

• les gisements mixtes qui renferment à la fois du pétrole et du gaz naturel, ce dernier se trouvant systématiquement au-dessus du fait des différences de pressions qui s’exercent selon les densités ;

• les gisements secs qui ne contiennent que du gaz naturel et parfois un peu de pétrole associé. Ils se rencontrent à de plus grandes profondeurs. Le développement des recherches autour de ce type de gisement laisse espérer la découverte de nouvelles réserves de gaz naturel.

A la recherche du gisement caché La prospection est un véritable jeu de piste avec parfois un retour à la case départ quand les espoirs sont déçus. La première observation se fait donc sur papier, à l’aide de cartes géologiques fournissant une représentation de la structure du sous-sol et indiquant la nature des terrains le constituant. Ces études préliminaires sont généralement complétées par l’analyse photo géologique de vues aériennes.

Les études géophysiques interviennent ensuite. Elles s’intéressent à l’architecture profonde des terrains et font appel à la technique de sismique réflexion. Ce procédé consiste à émettre des ondes et à enregistrer en surface les réponses caractéristiques des différents terrains. Les ondes sont émises par un camion vibrateur ou, technique moins fréquente, par des explosifs enfouis à quelques


mètres dans le sol. Des sismographes installés à la surface, semblables à ceux utilisés pour mesurer l’amplitude des tremblements de terre, enregistrent les retours de ces échos. En répétant ces mesures en de nombreux points, les géologues déterminent l’emplacement et l’inclinaison des couches souterraines. Cette technique est également employée pour la prospection offshore.

Ces mesures sont ensuite traitées par ordinateur pour obtenir une coupe sismique permettant de localiser les gisements éventuels. Les résultats se traduisent par des cartes en isochrones. Elles-mêmes donnent lieu à des cartes en isobathes et des coupes structurales.

Si les géologues ont alors la conviction que du gaz naturel peut se trouver dans le sous-sol, un puits de reconnaissance est foré afin de vérifier cette hypothèse.

Premier forage Le forage d’un puits d’exploration constitue l’ultime phase de la recherche. C’est grâce à lui que les géologues prennent connaissance des réservoirs et de la nature des fluides qu’ils contiennent : huile, gaz et eau.

La vitesse de pénétration du trépan est analysée pour apprécier la nature lithologique des formations traversées. Dans la figure 2.2, on voit le processus détaillé d’exploitation des gisements de gaz naturel.

2.2. Extraction

Habitue

• gisement o

• gisement o

• gisements o

Le rappvolume de pépeut varier seléquivalent pét
Fig.2.2. Méthodes d’identification des gisements de gaz naturel [GDF-DER, 1995].
16

du gaz naturel llement, on définit trois grands types de gisement de gaz naturel :

ù le gaz naturel n’est pas en contact avec le pétrole ;

ù le gaz naturel est associé au pétrole, le gisement possède alors un chapeau de gaz;

ù le gaz naturel est dissous dans le pétrole selon les conditions du réservoir.

ort gaz – pétrole des gisements (ratio du volume de gaz naturel par rapport au trole selon des conditions standards de température ou de pression – Cf. figure 2.3.) on de grandes proportions, de moins de 150 à plus de 22 000 m3 de gaz pour 1 baril role [ANON, 1998].


17

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000

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illion

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pét

role

Gaz naturelPétrole

L’énergie électrique utilisée par les installations de pompage et des compresseurs est produite dans les installations énergétiques. D’habitude, ces installations sont représentées par un moteur thermique qui utilise le gaz naturel (Cf. figure 2.4).

Tiges de forage et tubage La technique du forage rotary actuellement utilisée dans la prospection et l’exploitation du gaz naturel a été inventée par les Américains. Ses premiers essais eurent lieu en 1901 au Texas. La méthode met en œuvre un trépan à molettes dentées ou un trépan diamanté (diamants industriels insérés dans une matrice très résistante), sur lequel appuient de lourdes tiges animées d’un mouvement rotatif (Cf. figure 2.5), [EIA, 1998].

32 %

36 %

45 %

59 %

Ratio gaz / pétrole dans des gisements

Fig. 2.3. Le rapport gaz/pétrole dans des gisements [ROJEY, 1997].

drainage transport à courte distance

le séchage Réseau de distribution

Système

énergétique Unité de pompage

K’

K K Traitement

Fig. 2.4. La description de l’étape d’extraction [DINCA, 2002].

Légende :

K – compresseur ;

K’ – compresseur utilisé en fonction de la pression du gaz naturel dans gisement

si est le cas échéant, on produit l’énergie électrique

l’énergie primaire contenue dans le gaz naturel


En tournant, elles permettent aux dents du trépan d’abraser la roche. Ces tiges qui relient le trépan à la surface sont appelées tiges de forage. Elles sont entraînées par une tige carrée, d’une longueur de 11 mètres, qui est suspendu à un énorme crochet, le moufle. Cette dernière tige qui reste toujours en surface est insérée dans une table de rotation laquelle est entraînée par un moteur. Ce montage permet de faire tourner l’ensemble des tiges et du trépan.

Le forage de gisement est effectué à l’aide de tubes concentriques ayant un diamètre de plus en plus petit qui s’emboîtent les uns dans les autres. Ils sont maintenus en place par du ciment. Ce tubage permet de maintenir et d’isoler les terrains traversés afin d’éviter qu’ils ne s’éboulent dès qu’ils sont forés. Ce tubage assure aussi la pérennité du puits tout au long de son exploitation.

Le rôle de la boue La boue (mélange d’eau, d’arg

équilibrer la pression, remonter en surle lubrifier. Injectée à l’intérieur desremonte dans l’espace annulaire compla surface. Collectée à la sortie du puiavant qu’elle ne soit renvoyée dans leexaminés par les géologues qui déterm

La tour de forage En place le temps du forage, lmat qui peut atteindre 40 m de haumachine de forage. En règle générale,70 m, et contient en son centre une têpuits sont forés et équipés, la surface 2.6. une coupe schématique sur une to

Mise en exploitation Lorsque le forage atteint la limremonté et un tube de production est gaz circulera. Au bout de ce tube de pque le gaz naturel. En surface, nouségalement appelée arbre de Noël.
Fig. 2.6. Types de trépan.
18

ile et de divers additifs), est le meilleur des matériaux pour face les débris de roches arrachées par le trépan, le refroidir et tiges de forages, elle passe dans les orifices du trépan et ris entre le trou et les tiges de forage en entraînant les débris à ts, la boue passe sur un tamis vibrant pour éliminer les déblais circuit. Les déblais sont eux conservés en partie afin d’être inent ainsi la nature des terrains traversés.

e mat de forage démontable disparaît ensuite. Métallique, ce teur, est mis en place sur une plate-forme qui supporte la cette plate-forme a une superficie de 4 200 m2, soit 60 m sur te de puits de 1,20 m de hauteur. Au fur et à mesure que les occupée par le chantier diminue. On peut voir dans la figure ur de forage [IFP, 1999].

ite inférieure de la roche de couverture, le train de tiges est mis en place. C’est dans cette nouvelle série de tubes que le roduction, une crépine est installée. Ce filtre ne laissera passer trouvons la tête de puits, ensemble de vannes de sécurité


Le forage en mer ou forage off

Lorsque le gaz est proddes gaz acides, ne peuvent êproduction dans le gazoduc.fractions liquides, et le gaz nale gaz est traité sur une platconsiste souvent en une plate coûts a entraîné la simplificatque les opérations de contrôleforme centrale. Pour accroîtreil faut installer un compresseusystèmes de production sousmême à la limite la plate-forinstallations terrestres. La conconsidérablement.

Les systèmes utilisés po

a) une plate-forme gravitaire
Fig. 2.6 Coup schématique d’une tour de forage.
19

shore uit en milieu marin (off shore), la séparation des fractions liquides et tre effectués de façon économique sous l’eau avant d’envoyer la

De l’eau et certains hydrocarbures sont donc présents dans des turel doit alors être transporté en plusieurs phases. Après la collecte, e-forme ou à terre. L’équipement requis pour l’extraction offshore forme centrale et des plates-formes satellites. Le besoin de réduire les ion des plates-formes satellites grâce à l’automatisation, c’est à dire et la majeure partie du traitement du gaz sont exécutées sur la plate- la production de gaz et compenser la baisse de pression du réservoir, r qui est aussi habituellement placé sur la plate-forme centrale. Les

-marins sont conçus pour remplacer les plates-formes satellites ou me centrale, en transférant toutes les opérations de traitement aux ception des plates-formes, et des installations de pont, a aussi évolué

ur la production de gaz naturel off shore sont :

;


20

b) un système de production flottant avec tourelle ;

c) un système sous-marin avec des raccordements satellites du gisement à une plate-forme hôte.

Le choix d’un système gravitaire est aussi préférable lorsqu’il faut forer un grand nombre de puits. L’espace de stockage disponible pour le gaz naturel liquéfié, les liquides du gaz naturel ou le méthanol et autres produits chimiques, y sont beaucoup plus grands que sur des structures flottantes. Cependant, en eau très profonde, un système gravitaire ne sera probablement pas viable en raison des coûts élevés d’immobilisation, et de la difficulté de rendre la plate-forme capable de résister aux très gros icebergs.

Le système de production flottant (qu’il soit monocoque ou semi-submersible) peut être débranché et transporte ailleurs en présence d’iceberg. Mais les systèmes de débranchement sont coûteux et le temps d’arrêt potentiel est plus long. La capacité de charge et le volume de stockage sont réduits. Toutefois, l’un des principaux avantages du système de production flottant est qu’il peut être justifié par la mise en valeur de gisements de gaz plus petits, et il peut même être utilisé pour l’exploitation successive ou simultanée de plusieurs petits gisements. Entre autre, un système flottant peut servir de structure satellite pour un gisement plus important.

La production par têtes de puits sous-marins et le transport du gaz au fond marin permettent l’élimination des plates-formes fixes ou flottantes. Cette solution comporte toutefois d’importantes difficultés techniques. Les méthodes d’installation sont complexes et les systèmes de contrôle à distance perfectionnés doivent être mis en place pour les têtes de puits sous-marins.

L’exploitation des gisements découverts en mer est soumise à des exigences particulières. Les plates-formes doivent durer le temps de l’exploitation (de 15 à 20 ans), résister à la corrosion et à des conditions climatiques souvent très rigoureuses : tempêtes violentes, houles avec des creux de 20 à 30 m, vent pouvant atteindre 200 km/h. Ces plates formes peuvent dépasser 200 m de haut et peser de 50 000 tonnes lorsqu’elles sont construites en acier, à plus de 400 000 tonnes quand elles sont en béton. A titre de comparaison, la Tour Eiffel pèse 7 000 tonnes ! [HEEREMA, 1998].

Si le gaz naturel ne peut être commercialisé, ce gaz appelé gaz de sonde ou gaz fatal est brûlé (en torchère) ou bien injecté dans le gisement afin de maintenir la pression. S’il contient des composants particulièrement intéressants sur le plan économique, tels que le soufre, l’hélium ou des G.P.L., gaz de pétrole liquéfiés, il peut être préalablement traité afin d’en extraire ces substances. Un autre type d’extraction est la gazéification souterraine, qui permet de récupérer du gaz combustible sans avoir à extraire le charbon solide. C’est une méthode qui a été envisagée à la suite des chocs pétroliers mais qui n’a jamais été appliquée industriellement.

Pendant la phase d’extraction, on a une phase de stockage temporaire si ç’est possible. Le stockage est nécessaire pour réaliser un transport de gaz naturel dans des bonnes conditions. Si la phase de traitement ne se trouve pas sur le site d’extraction alors le gaz naturel brut est nécessairement transporté jusqu’à la phase de traitement.

La composition chimique du gaz naturel

La composition chimique du gaz naturel est un facteur des plus importants pour avoir un transport de gaz naturel optimal. La composition chimique du gaz naturel détermine les étapes de traitement que devra subir le gaz. Le sulfure d’hydrogène pose les problèmes les plus graves dans le processus de transport de gaz naturel.

La production de gaz naturel se heurte souvent à des difficultés liées au bouchage des gazoducs à cause des dépôts de cristaux de glace. Ces cristaux sont en fait des hydrates de gaz naturel qui peuvent apparaître bien au-dessus de la température à laquelle se forme la glace. Il s’agit de complexes d’insertion qui d’écoulent de la combinaison d’eau et de certains des constituants du gaz naturel (principalement du méthane).


21

Pour prévenir le bouchage des canalisations, il faut protéger les installations de production et de transport du risque de la formation d’hydrates. Pour ce faire, on peut notamment sécher le gaz naturel. Si ce n’est pas réalisable, des conditions de température et de pression doivent être créées pour prévenir la formation d’hydrates ou un inhibiteur doit être ajouté (glycol).

Le tableau 2.1. présente la composition de gaz naturel pour divers gisements existants aux mondes.

Tableau 2.1. La composition volumique du gaz naturel pour des divers gisements

Pays Gisement CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5H12 N2 CO2 H2S Autre composés

sulfuriques

Allemagne Ems

Weser

81,8

88,0

1,6

1,0

0,6

0,2

0,6

0,2

0,6

0,2

14,0

9,5

0,7

0,8 < 0,1

Hollande Groningue 81,7 2,7 0,4 0,1 0,2 14,0 0,8 < 0,1

France Lacq

Saint Marcet

69,3

70,7

3,0

4,3

0,9

1,4

0,4

0,7

0,8

1,0

0,2

3,00

9,5

3,0 15,8 0,1

Ukraine Ukraine de

l’Ouest 97,8 0,5 0,3 0,3 0,3 0,8 - - -

Angleterre Mer de Nord A

Mer de Nord B

86,0

95,0

5,1

2,6

1,3

0,5

0,2

0,2

0,3

0,2

6,8

1,2 0,1 < 0,1 < 0,1

Algérie Hassi R’Mel 79,6 7,4 2,7 1,4 3,6 5,1 0,2 - -

Mislea 75,8 10,0 6,5 3,9 3,8 - - - -

Boldeşti 82,8 9,3 4,0 2,6 1,3 - - - -

Mărgineni 74,0 10,0 7,1 4,5 4,4 - - - - Roumanie

Sărmăşel 96,4 1,8 1,6 0,2 - - - - -

2.3. Traitement du gaz naturel A sa sortie du gisement, le gaz naturel est inutilisable en cet état. Essentiellement constitués

de méthane, il contient en effet, selon sa provenance, une quantité variable d’autres composants dont certains sont impropres à la distribution. Le gaz naturel va donc subir une série de traitements dont la finalité est triple : éliminer les éléments nocifs, augmenter son PCI et donner au gaz son odeur caractéristique.

Le traitement du gaz naturel consiste à séparer l’eau, les gaz acides et les hydrocarbures lourds, afin d’adapter le gaz aux spécifications commerciales ou de transport. La répartition de ces opérations entre le gisement et le point de livraison est dictée par des facteurs économiques. Il est habituellement préférable de n’exécuter sur la plate-forme d’extraction de gaz naturel que les opérations qui permettent le transport du gaz.

Au cours de traitement, le gaz naturel passe par plusieurs étapes telles que le séchage, la désulfuration, le dégazolinage et l’odorisation (Cf. figure 2.7.).

Au cours de la première étape (déshydratation), on sépare les fractions liquides qui pourraient être dans le gaz brut extrait.


22

La deuxième étape de traitement consiste dans l’élimination des composées sulfurique et d’ hydrocarbures liquides. Le gaz naturel et ses différentes fractions peuvent être transportés sous diverses formes :

• le gaz naturel comprimé est transporté par gazoduc ;

• le gaz naturel liquéfié est transporté par méthanier.

Chacun de ces modes de transport comporte une succession d’étapes.

Les conditions imposées par le consommateur Le gaz naturel utilisé n’est pas tout à fait celui qui a été extrait. Pour prétendre au titre de combustible, le gaz naturel doit être « sec », c’est à dire de ne contenir ni eau ni hydrocarbure à l’état liquide. Débarrassé de ses composés acides ou de ses éléments toxiques, le gaz naturel doit avoir un pouvoir calorifique et une densité constante. C’est la mission dévolue au traitement dont l’objet est par ailleurs de récupérer séparément, le cas échéant, les hydrocarbures qui pourraient être commercialisés comme l’éthane, les G.P.L. (gaz de pétrole liquéfiés) ou l’hydrogène sulfuré (H2S).

La variété de composition des gaz naturels implique une diversité semblable de traitement. Ainsi, la désulfuration concerne tous les gaz qui ont une quantité importante de soufre, tandis que le dégazolinage est réalisé à grande échelle pour les gaz qui contiennent notamment des hydrocarbures liquides lourds. En revanche, tous les gaz naturels font l’objet d’une opération de séchage destinée à éliminer l’eau qu’ils contiennent naturellement.

Sorti du puits à une pression de plusieurs centaines de bars et à plus de 100 °C, le gaz naturel subit une détente qui ramène sa pression autour de 80 bars et sa température à peu près de 50 °C. Il suit alors les opérations de traitement suivantes :

• désulfuration,

• déshydratation,

• dégazolinage,

Transport du gaz naturel Déshydratation Désulfuration

Dégazolinage Odorisation

Système énergétique

Transport du gaz naturel

Traitement du gaz naturel

Légende :

on évite les étapes de désulfuration et dégazolinage en fonction de la composition chimique du gaz naturel

l’énergie primaire contenue dans le gaz naturel utilisé

le parcours du gaz naturel par chaque sous-étape de l’étape de traitement

Fig. 2.7. L’étape de traitement du gaz naturel [BADEA, 2002].


23

• odorisation.

Déshydratation L’eau et le gaz naturel sont intimement liés. Sous forme vapeur, l’eau n’est pas gênante. A l’état de liquide elle occasionne la corrosion des canalisations, le blocage des détendeurs par la formation du givre (glace) où il y a le risque de formation d’hydrates de gaz naturel. Le séchage est effectué sur le lieu de production et à la sortie du stockage souterrain. Divers procédés sont utilisés, dont la condensation de l’eau par abaissement de la température du gaz au cours d’une détente contrôlée (l’augmentation ou la diminution de la pression pour éliminer les hydrocarbures lourds) ou le lavage sélectif par injection d’un liquide hygroscopique tel que le glycol.

La désulfuration Le sulfure d’hydrogène (H2S) est un composé toxique et corrosif pour les canalisations. Pour l’éliminer, ce gaz est, par exemple, neutralisé avec un réactif organique (ammoniac - NH3) [NOCKER, 1998]. Après séparation et traitement à la vapeur d’eau, la base est régénérée et l’hydrogène sulfuré est récupéré. Transformé en soufre, il est commercialisé. Au cours de l’opération, le CO2 est également éliminé.

S2OH2OSH2 222 +→+ (2.1.)

Au cours de l’étape de désulfuration, il peut être nécessaire d’enlever, du moins partiellement [ROJEY, 1997]:

• le sulfure d’hydrogène (H2S) qui est toxique est corrosif ;

• le dioxyde de carbone (CO2), qui est corrosif. De plus, il n’a aucun pouvoir calorifique et peut se cristalliser en cours des procèdes cryogéniques si le gaz naturel est transporté à l’état liquide ;

• le mercure, qui est toxique et corrosif, surtout avec des alliages à base d’aluminium ;

• l’eau, qui mène à la formation d’hydrates et à la corrosion ;

• les hydrocarbures lourds, qui se condensent dans le système de transport ;

• l’azote, qui n’a aucun pouvoir calorifique.

Actuellement, l’IFP (Institue français de pétrole) propose plusieurs méthodes de traitement du gaz naturel dont la plus connue est l’IFPEXOL. Cette technologie comprend deux étapes : IFPEX 1 et IFPEX 2 qui sont indépendants et pourrait être combinées avec d’autres technologies.

Ces méthodes comprennent à la fois des étapes comme la déshydratation du gaz naturel la séparation des hydrocarbures lourds et des gaz acides. L’IFPEX 1 traite la déshydratation du gaz naturel tandis que l’IFPEX 2 traite la séparation des gaz acides.

La figure 2.8. présente les deux étapes de traitement. IFPEX 1 – représente une étape pour la déshydratation du gaz naturel et pour la récupération des liquides. Pour éviter le point de rosé, la température dans l’échangeur de chaleur est de –100 °C. La concentration en méthanol (CH3OH) dans l’eau extrait est de 50 ppm. Le gaz est envoyé dans une colonne à contre-courant avec un débit d’eau et de méthanol provenant d’un séparateur de basse température. Le liquide qui sort de la première colonne est en grande partie de l’eau déminéralisée. La quantité de solvant est suffisante pour empêcher la formation des hydrates pendant l’étape de transport. Après la déshydratation et la séparation des hydrocarbures on élimine les gaz acides. Ils sont injectés dans la deuxième colonne à contre courant (IFPEX 2) et rencontrent un solvant à base de méthanol.


24

Les gaz acides comme H2S, CO2 et d’autres composées sulfuriques réagissent avec le méthanol pour former des esters (relations 2.2. et 2.3.). Pour améliorer l’absorption des gaz acides et pour éviter de perdre du méthanol, une nouvelle étape de refroidissement est nécessaire [IFP, 1999]. Ce processus permet de récupérer plus de 99 % de soufre contenu dans le gaz naturel.

SHCHSHOHCH 323 −→+ (2.2.)

2323 HCOOCHCOOHCH −−→+ (2.3.)

Le dégazolinage Les hydrocarbures lourds présents dans le gaz naturel, tels que l’éthane, le butane et le propane, sont récupérés au cours de l’étape de dégazolinage. Outre le fait qu’ils peuvent être commercialisés, ils risquent de se liquéfier dans le réseau de transport du gaz naturel et causer des dommages. La technique du dégazolinage fait appel au phénomène de condensation rétrograde des gaz composés d’hydrocarbures. Un gaz pur que l’on comprime se liquéfie à une certaine pression qui dépend de la température à laquelle on opère. La décompression de ce liquide amène sa vaporisation. Dans certaines conditions de température et de pression, le comportement d’un gaz composé d’hydrocarbures, comme le gaz naturel, est différent, en se détendant, il peut engendrer la formation de liquide.

On travaille à une température constante et une pression supérieure de plusieurs dizaines de fois à la pression atmosphérique. Lorsque nous décomprimons ce gaz à un certain niveau de pression, une première goutte de liquide apparaît lorsque nous rentrons dans la zone de condensation rétrograde. A cette pression et température, on se trouve au point de rosée. Si l’on continue à abaisser la pression, la quantité de liquide déposé augmente.

Si la pression s’abaisse encore, on observe le phénomène inverse et classique, le liquide déposé se revalorise jusqu’à disparaître et il ne reste plus qu’une seule goutte de liquide, c’est le deuxième point de rosée. Si nous abaissons encore la pression, seul le gaz demeure. Toutefois, dans la réalité, les choses sont un peu plus complexes car lorsque l’on détend un gaz, sa température ne reste pas constante mais diminue. A l’issue de l’opération, il reste le gaz épuré constitué de méthane pratiquement pur. Dans la figure 2.9., on présente les étapes de traitement pour que le gaz naturel réponde aux conditions demandées par le consommateur. Pendant la phase de traitement du gaz naturel, on peut obtenir dans l’étape de dégazolinage des autres produits qui peut être utiliser comme matière première dans l’industrie de verrerie, céramique, porcelaine et d’automobile. Ces types de produits ne sont pas pris en compte dans notre étude.

Régénérateur

IFPEX 1 IFPEX 2

CH3OH Echangeur de chaleur

Echangeur de chaleur

Gaz doux secs

Gaz acides secs

Gaz acidesséparateur Gaz naturel

humide

Hydrocarbures condensés

Gaz froids secs

la récupération de l’eau

Fig. 2.8. Le traitement du gaz naturel [IFP, 1999].


25

L’odorisation Si l’ancien gaz de ville possédait naturellement une odeur bien particulière, le gaz naturel est inodore. Il faut donc lui donner une odeur caractéristique qui ne puisse être confondu avec un autre et soit décelable par tous. On utilise soit du T.H.T. (tétrahydrothiophène) soit d’autres mercaptans. Au poste de livraison, on injecte l’odorant afin de le rendre facilement perceptible, avant que sa concentration n’atteigne un niveau critique.

2.4. Transport du gaz naturel Une fois extrait du sous-sol et épuré, le gaz naturel doit être acheminé vers les zones de

consommation, parfois extrêmement éloignées du lieu de production. Donnée fondamentale pour l’approvisionnement des pays consommateurs, le transport est effectué soit par gazoducs en phase gazeuse, soit par méthanier sous forme de gaz naturel liquéfié (G.N.L.).

2.4.1. Gazoducs

Le gaz naturel doit être comprimé sous haute pression avant d’être transporté par gazoduc. Pour ce type de transport, les spécifications de transport visent à prévenir la formation d’une phase liquide, le bouchage des canalisations par les hydrates, et une corrosion excessive. Pour un gaz commercial, les spécifications sont plus strictes et comprennent aussi une fourchette limitée par le pouvoir calorifique. Le contenu maximal d’azote dans un gaz traité est habituellement très faible.

La croissance du transport du gaz naturel par gazoduc a mené à l’établissement d’un vaste réseau de gazoducs dans le monde entier. La longueur totale des gazoducs à l’échelle mondiale est

Fig. 2.9. Le schéma des opérations de traitements dans l’usine de LACQ [GDF-DER, 1995].

GAZ UT

DETENT

SEPARATI

DESULFURATION DES

T

PRODUCTION DU U

DESULFURAT

DEGAZOLIN

SOUFRE

ACIDE SULFURIQUE

GAZ ÉPURÉ (MÉTHANE)

ETHANE

PROPAN

BUTANE

ESSENC

CARBURANT AUTO

HYDROGENE SULFURE LIQUIDE

METHYLE -MERCAPTAN

COMPOSES T AN

ETHYLE

BENZEN

STYREN

CYCLOHEXA

POLYETHYLENE

POLYSTYR

NYLON

eau

condensats

gaz brut

gaz acides

gaz désulfuré

H2S


26

d’environ deux fois la longueur utilisée pour le transport du pétrole brut, et dépasse les 600 000 milles.

La conception des gazoducs comporte les étapes suivantes : Au départ, une tâche importante est le choix du tracé. Un fond marin accidenté, des sols durs ou très mous et des icebergs sont des zones à éviter. Il faut envisager l’utilisation des matériaux convenant aux gazoducs en fonction de ses propriétés et de la température des fluides. Il faut choisir entre des canalisations souples ou rigides, de l’acier ordinaire, de l’acier inoxydable ainsi que des canalisations gainées et chemisées. Le concepteur doit étudier les matériaux pour les revêtements de béton, les joints et l’isolation thermique.

Ensuite, les gazoducs sont enterrés à un mètre de profondeur ou bien immergées. Ils sont constitués par des tubes en acier épais de quelques millimètres et de 0,9 à 1,40 m de diamètre, soudés les uns aux autres. Dans ces canalisations, le gaz naturel circule à 30 km/h sous l’effet de la différence de pression existant entre le gisement (ou bien l’étape de traitement) et les points de consommation. Pour maintenir cette haute pression d’environ 70 bars, des stations de compression sont installées tous les 80 à 120 km.

Traitement du gaz naturel

Gazoduc

Gazoduc

Unité de compression ou recompression

Stockage de gaz naturel

gazeux

Usine de liquéfaction


liquide

Méthanier


liquide Regazéification


gazeux

Unité de distribution

C



Légende :

- collecteur du gaz naturel ;

- énergie électrique utilisée soit pour transporter le gaz naturel gazeux soit pour le stocker soit pour le liquéfier ;

- énergie primaire contenue dans le gaz naturel utilisée pour la production d’énergie électrique

C

Fig. 2.10. Transport du gaz naturel [BADEA, 2002].


27

L’intérieur des tubes est régulièrement nettoyé par des pistons racleurs qui chassent dépôts et impuretés de façon à conserver au gaz naturel sa célérité. En surface, des inspections périodiques sont effectuées pour détecter d’éventuelles fuites. La gestion des mouvements de gaz du réseau est assurée par le centre de répartition national au moyen d’un système de conduite entièrement informatisé.

Le réseau de transport s’arrête où commence celui de distribution, c’est-à-dire aux portes des villes, communes et villages. Les gazoducs cèdent alors la place à des conduites plus petites où la pression est moindre. Toutefois certains industriels gros consommateurs sont alimentés directement par le réseau de transport.

Le réseau de transport qui part du gisement ne s’arrête pas aux frontières des pays. C’est un véritable lien physique qui relie une zone de production et un espace de consommation constitué d’une pluralité de pays. A partir des années 1970, les sociétés gazières internationales s’emploient à réaliser des interconnexions entre leurs réseaux respectifs. Une imbrication qui s’explique par le caractère spécifique du commerce gazier :

• coût du transport au niveau élevé des investissements ;

• rigidité des contrats de fourniture ;

• recherche de rentabilité et de sécurité de l’approvisionnement.

2.4.2. Méthaniers

Le gaz naturel liquéfié doit demeurer liquide à la pression atmosphérique. La température à laquelle le gaz naturel est stocké sous forme liquide est proche de point de l’ébullition du méthane. Le gaz est liquéfié sous pression, puis il subit un sous - refroidissement pour rester liquide à la pression atmosphérique.

La liquéfaction est effectuée à une pression déterminée par des facteurs économiques. Une pression plus élevée réduit l’énergie nécessaire pour liquéfier le gaz naturel puisque la plage des températures monte au cours du processus de liquéfaction. Le gaz naturel est liquéfié au cours d’un intervalle de température en fonction de la présence d’hydrocarbures autre que le méthane. La température initiale de liquéfaction est plus élevée pour un contenu d’hydrocarbures lourds. Par exemple, il peut commencer aux environ –10 °C et continuer jusqu’à une température proche de celle où le méthane sous pression atteint un équilibre vapeur – liquide (autour de –100 °C). La troisième phase liquide obtenue subit ensuite un sous – refroidissement jusqu’au point d’ébullition du gaz naturel liquéfié à la pression atmosphérique, [LACSON, 2000].

Acheminé par gazoduc depuis le gisement jusqu’au port d’embarquement, le gaz naturel est liquéfié par refroidissement à –163° C. Il est alors stocké dans des réservoirs avant d’être chargé sur le méthanier. A son arrivée au terminal de réception, le gaz naturel liquéfié est stocké. Il est regazéifié qu’au moment d’être injecté dans le réseau, par compression puis réchauffement. Redevenu gazeux, il reprend son volume initial. La maîtrise de ce procédé et la construction des méthaniers ont permis de créer une chaîne de transport G.N.L. En résumé, le transport par méthanier comprend les principales étapes suivantes, [FINN, 1999]:

• traitement et transport par gazoduc vers la cote ;

• traitement du gaz produit pour répondre aux spécifications de liquéfaction ;

• liquéfaction du gaz naturel, accompagnée éventuellement de fractionnement (séparation des hydrocarbures lourds) ;

• stockage et chargement (le terminal) ;


28

• transport par méthanier ;

• réception (installations qui aide à la décharge) et stockage ;

• regazéification.

La mer constitue une contrainte pour le transport du gaz naturel. Trop profonds, certains fonds rendent impossible la pose d’un gazoduc sous-marin et le transit du gaz naturel par bateau en phase gazeuse n’est pas rentable (Cf. figure 2.11). Seule la réduction du volume du gaz par sa liquéfaction peut rendre économique son transport par bateau. Le trafic de GNL représente aujourd’hui plus de 30 % des échanges internationaux de gaz naturel.

L’investissement dans les solutions de transport du gaz naturel On présente dans le tableau suivant le coût total des investissements pour un système de

transport, y compris le traitement, le chargement et la réception. Tableau 2.2. Investissement pour un système de transport pour divers débits

(millions de dollars), [DRUMMOND, 1998] 2,83 106 m3 / jour 5,66 106 m3 / jour 11,32 106 m3 / jour 14,15 106 m3 / jour

Etapes de transport Gazoduc Méthanier Gazoduc Méthanier Gazoduc Méthanier Gazoduc Méthanier

Traitement et chargement 21 775 41 1550 83 3101 103 3876

Transport 348 225 447 225 547 450 597 450

Réception 25 41 25 83 25 165 25 207

Total 394 1042 514 1858 655 3716 725 4533

Système de transport Gazoduc de 355,6

mm *

1 méthanier

Gazoduc de 457,2

mm

1 méthanier

Gazoduc de 558,8

mm

2 méthaniers

Gazoduc de 609,6

mm

2 méthaniers

* - il s’agit du diamètre de gazoduc

L’analyse porte sur 4 niveaux de débit de gaz, allant de 2,83 106 m3/jour (petite exploitation à gisement unique) jusqu’à un maximum de 14,15 106 m3/jour (l’équivalent d’une exploitation à gisements multiples).

On constate que, globalement, la filière de transport par méthanier ne représente pas une option économique viable. En revanche, si on regarde que l’étape de transport proprement dite, la solution par gazoduc est plus chère que la solution par méthanier. Mais l’analyse doit tenir compte de l’étape de traitement et de chargement du gaz naturel ainsi que de l’étape de réception de gaz naturel, [VITO, 1997].


0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

2.83 5.66 8.49 11.32 14.15

(mill

ions

de

dolla

rs)

Gazoduc

Méthanier

2.5. Stockage du gaz nLes réservoirs d

des consommations toréservoirs cachés souspourvue d’une structurcavités salines. Ces deusous-sol français tandis

Il est difficile ddes consommateurs. Ejournée le plus creuse de 1 à 8. Pour assurerensemble de réservoirfourniture à la clientèle

L’industrie du formes de stockage souterrains. Les Europgisements épuisés. Ils o

Les réservoirs ssaline ou en nappe complémentaires perm

2.5.1. Les réservoirs e

Pour concevoirprofondeur, une strucgisement, à savoir uneet une roche de couvesous une pression qui densité moins forte presont nécessaire pour r
Fig. 2.11. Comparaison des coûts globaux entre les deux modes de transport.
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106 m3 de gaz transporté

29

ont des régulateurs tampons qui adaptent l’offre à la variation l’année. Mais, à la différence des citadelles en béton, les ent à nos regards. Ils sont soit situés en nappe aquifère et celle d’un gisement naturel, soit crées par l’homme dans des

ckage sont complémentaires, quatorze d’entre eux ponctuent le nie il n’y a pas que de stockage dans des gisements épuisés.

respondre les approvisionnements en gaz naturel et les besoins sommation de gaz naturel suit les aléas du climat. Entre la ur le plus chargé de l’hiver, elle peut évoluer dans un rapport e l’équilibre entre les ressources et la demande, on a créé un ont l’une des fonctions stratégiques est aussi de garantir la illance d’une source d’approvisionnement.

née aux Etats-Unis. Très tôt les Américains ont imaginé les ongent à utiliser les gisements épuisés comme réservoirs ndustrie gazière est plus récente, n’ont pratiquement pas de ée d’équiper des structures géologiques favorables.

t de deux natures, suivant qu’ils sont réalisés dans une cavité hnique la plus ancienne. Ces deux types de réservoirs ion optimale des besoins en gaz naturel

res

en nappe aquifère il faut trouver, entre 400 et 1 200 m de e présentant des caractéristiques identiques à celles d’un

et perméable imprégnée d’eau susceptible de contenir le gaz, ble (Cf. figure 2.12). Premièrement, on injecte un gaz inerte assure l’étanchéité du réservoir vers le bas. Le gaz naturel de ssus, bien calé sous la roche couverture. Une dizaine d’années

ent le réservoir car il faut une injection relativement lente,


mais il est exploitable dès la première année. Par la suite, il est rempli en été et utilisé, si nécessaire, tout au long de l’hiver pour compléter les approvisionnements.

Les stockages sont donc particulièremcapacité utile ou la qnécessaire de prévoir pour éviter que l’eau n

2.5.2. Les réservoirs

Choisies à caparticularité de supporréservoirs sont-ils crécontrainte de porositégéologiques comportamarnes étanches (argilde vastes cavités où lePlusieurs cavités hautfaut environ trois ans d

Par rapport au celui-ci offre la possiben période de pointe.moment. Le réservoiprofondeur, ni pour l’e

Pour trouver dcelles de la recherche

Un autre type dque le gaz naturel a été

Pour le transpo

• des réservoirs cryo

• des réservoirs en b
Fig.2.12. Les réservoirs en nappe aquifère, [GDF-DER, 1995].
30

de ce type offrent les plus grandes capacités avec 2,5 à 7 milliards de m3 et ent adaptés pour fournir le gaz naturel en période hivernale. Toutefois, leur

uantité de gaz naturel réellement utilisée, est sensiblement moindre. Il est un coussin de gaz occupant environ la moitié du volume total de stockage e reprenne sa place dans la roche réservoir lors du soutirage.

en cavités salines

use de leurs qualités de «plasticité », les cavités salines présentent la ter des pressions importantes sans se fissurer mais en se déformant. Aussi, les és dans d’épaisses couches de sel par 1 000 à 1 500 m de profondeur, sans , ni de perméabilité. Cependant, on privilégie généralement des dépôts

nt un massif salifère inférieur composé de sel gemme et d’une couverture de es). Par injection d’eau, on lessive le sel et l’évacuation de la saumure génère gaz naturel est stocké à une pression élevée. Il est soutiré par simple détente. es d’une centaine de mètres sont nécessaires pour constituer un stockage. Il e lessivage pour une cavité de 200 000 m3 de volume (Cf. figure 2.13).

stockage précédent, la capacité n’est que de 0,65 milliard de m3, en revanche ilité de prélever brièvement mais très rapidement de grandes quantités de gaz Le stockage de gaz naturel en cavité saline peut être interrompu à tout r est alors « dégonflé » sans risque, ni pour les couches géologiques en nvironnement à la surface.

es structures géologiques favorables on utilise des méthodes identiques à d’un gisement. La recherche d’un site adéquat demande entre 2 et 5 ans.

e stockage de gaz naturel est constitué par les anciens sites on shore. Après extrait ce type de gisement est le lieu parfait pour stocker le gaz naturel.

rt en méthaniers, les deux types de stockage sont utilisés :

géniques ;

éton.


2.6. Distribution du gaz Le réseau de distaux canalisations de movillages et assurer l’alim

Au début du XIXsouterraines. Il s’agit alodes rues et des foyers. Lcentimètres de profondeles affaissements dus à mètre. Toutes ces condu

Les réseaux de circule à haute pression dire les réseaux de moyecomme dans les installambar). Ces derniers résede nos appareils domesréseaux de moyenne pre

Dans les réseaudirectement chez l’utilispar un détendeur collectcomposent plus de 30 %bitumée d’abord, puis loffrant une meilleure ré
Fig. 2.13. Les réservoirs en cavités salines, [GDF-DER, 1995].
31

naturel ribution prend le relais du réseau de transport. Les gazoducs cèdent la place yenne ou basse pression, pour conduire le gaz naturel à travers villes et entation de la clientèle domestique et professionnelle.

siècle, le gaz alimente déjà quelques villes par un réseau de canalisations rs de gaz manufacturé, circulant à basse pression et utilisé pour l’éclairage es différentes conduites qui serpentent sous nos pieds sont enterrées à 80

ur en moyenne, de préférence sous les trottoirs pour éviter les vibrations et la circulation automobile. Leur diamètre varie entre 35 millimètres et un ites forment un maillage qui assure la sécurité d’alimentation.

transport sont comme des boulevards. Dans ces gazoducs, le gaz naturel (70 bars). Après un passage au poste détente, partent les avenues, c’est-à-nne pression (4 bars) qui délivrent le gaz, soit directement chez les clients tions récentes, soit vers d’autres rues ou réseaux de basse pression (20 aux qui nous fournissent le gaz à la pression nécessaire à la l’alimentation tiques : cuisinière, chauffe d’eau, etc., tendent à disparaître au profit des ssion et ce pour des raisons de sécurité (figure 2.14).

x récents, le gaz naturel, livré en moyenne pression, est donc détendu ateur au moyen d’un détendeur individuel ou bien au niveau de l’immeuble if. Entre les tuyaux en bois à l’origine et les conduites en polyéthylène qui de réseau de distribution actuel, bien des métaux ont été utilisés. La tôle

a fonte grise, abandonnée parce que trop cassante, au profit d’une fonte sistance aux diverses contraintes mécaniques. En 1960, l’arrivée de l’acier


32

la supplante à son tour, avant qu’elle-même ne soit finalement détrônée par le polyéthylène. Ce matériau moins onéreux, plus facile à poser, est assemblé par raccords électro-soudables.

2.7. Procédés d’utilisation du gaz naturel

Le gaz naturel est utilisé d’une façon générale soit pour être brûler et produire de l’énergie électrique ou thermique ou les deux soit comme matière première pour l’industrie (Cf. figure 2.15). Etant donné que l’objectif principal de l’étude consiste dans le choix de la solution énergétique optimale, l’étude va se concentrer sur la production de l’énergie électrique et thermique.

Fig. 2.14. Schéma de distribution du gaz naturel dans les villes, [GDF-DER, 1995].

Distribution du gaz naturel

Odoriser le gaz naturel

Combustion

Matière première

T.H.T ou mercaptan

Synthèse d’ammoniac urée

Synthèse méthanol alcool

Procédé Fischer - Tropsch Reformage

Energie électrique

Energie thermique

Cogénération

ammoniac et urée

méthanol ou alcool supérieure

Production d’essence

distillats intermédiaires

Hydrogène

Fig. 2.15. L’utilisation du gaz naturel [BADEA, 2002].


33

Combustion du gaz naturel Dans cette thèse on a analysé l’utilisation du gaz naturel dans le secteur énergétique pour

produire l’énergie électrique à partir des vapeurs et l’énergie thermique (eau chaude ou surchauffée) à partir soit des gaz évacués soit de la vapeur extraite de la turbine à vapeur. La cogénération, c’est à dire la production à la fois d’énergie électrique et thermique, est une voie privilégiée pour promouvoir une politique de respect de l’environnement car elle permet une utilisation optimale des combustibles: ce qui devrait se traduire par une réduction des rejets des polluants dans l’atmosphère, principalement pour le CO2. La cogénération devient très intéressante dans l’hypothèse d’une politique de limitation et de taxation des rejets en gaz carbonique dans le cadre de la lutte contre l’effet de serre, [JOUANY, 1983].

On a distingué trois grandes familles d’installations de cogénération, [RASHEED, 1997] :

A. les turbines à vapeur en contre pression et éventuellement avec extraction de vapeur et en condensation avec soutirage de vapeur;

B. les turbines à combustion appelées turbine à gaz avec chaudière de récupération de la chaleur contenue dans les gaz d’évacuation avec ou sans postcombustion [LORANCHEET, 1998];

C. les moteurs thermiques ou à combustion interne.

Le choix entre ces diverses familles d’installation dépend de multiples facteurs dont les principaux sont les suivants [RONCATO, 1996]:

• le niveau souhaité de récupération thermique: haute, moyenne et basse température ;

• la gamme de puissance concernée ;

• le rapport entre puissance électrique auto produite et puissance thermique récupérée ;

• les variations de puissance susceptibles d’être imposées à l’unité de cogénération ;

• les contraintes liées au cycle de démarrage.

On présente dans le tableau 2.3, pour quelques solutions énergétiques, les valeurs du rapport de cogénération (yc) et du rendement global (ηG). L’indice de cogénération est défini comme le rapport entre les besoins en électricité E et en chaleur Q.

Q

Ec Q

Eyαα

== (2.4.)

Avec :

Eα - % d’énergie primaire valorisée en énergie électrique

Qα - % d’énergie primaire valorisée en énergie thermique

Le rendement global (ηG) d’un cycle énergétique est le rapport de la somme de l’énergie électrique E et de la quantité de la chaleur produite (Q) par la même quantité de combustible correspondante ( )bQ :

QEbQQE

Gα+α=+=η , (2.5.)

L’indice de cogénération n’est généralement pas constant dans le temps, pour une même installation. Il dépend en particulier des conditions extérieures et des conditions demandées par les utilisateurs (consommateurs).


34

Tableau 2.3. Caractéristiques des cycles énergétiques, [POULLAIN, 1995]

Cycles énergétiques Indice de

cogénération yc =E/Q

Rendement global ηG (%)

Turbine à condensation de vapeur ∞ 25 à 43 Turbine à gaz (sans la récupération de la chaleur de gaz évacué) ∞ 25 à 39 Moteur thermique alternatif sans récupération thermique ∞ 32 à 40 Cycle combiné gaz – vapeur (turbine à gaz et turbine à vapeur) ∞ 36 à 50 Turbine à contre pression de vapeur 0,07 à 0,25 84 à 92 Turbine à gaz avec récupération sans postcombustion

-sans contre pression -avec contre pression

0,50 à 0,75 0,6 à 1,00

70 à 85 69 à 83

Turbine à gaz avec récupération avec postcombustion -sans contre pression -avec contre pression

0,25 à 0,50 0,30 à 0,70

83 à 89 82 à 87

Moteur thermique avec récupération sans postcombustion 0,40 à 0,90 75 à 85 Moteur thermique avec récupération avec postcombustion 0,20 à 0,40 85 à 90

Commentaires :

• comme on voit dans le tableau ci-dessus, yc varie entre 0,07 et ∞ . L’indice de cogénération est ∞ quand la quantité d’énergie thermique produite est zéro;

• le rendement global est plus grand pour les solutions en cogénération que pour les solutions qui produit l’énergie électrique d’une façon séparée car l’énergie thermique contenue dans les gaz évacués est récupérée dans le cas des solutions en cogénération.

3. POINTS TECHNIQUES FAIBLES DE LA FILIERE DU GAZ NATUREL En ce qui concerne la combustion du gaz naturel, le traitement des fumées ne comprend que

l’étape de dénitrification. Il existe des procédés primaires (pendant la combustion) et des procédés secondaires (après la combustion) de dénitrification.

Les valeurs des émissions à la sortie des fumées de cheminée sont présentées pour la Roumanie et pour les normes européennes dans les tableaux 3.1 et 3.2. Tableau 3.1. Normes de rejet selon la loi de la Protection de l’Environnement en Roumanie pour les installations qui

fonctionnent sur gaz naturel, 1995, [IONEL, 1996] Emissions Nouvelle installation Anciennes installation

Poussière 5 5 pour P > 150 MW

SOx (SO2) 35 50 pour P > 150 MW

CO 100 -

NO (NO2) 350 500 pour P > 150 MW

P – puissance thermique Les polluants sont exprimés en mg/Nm3 La norme européenne présente les valeurs limites acceptables pour les émissions dans trois

cas : • Chaudières ; • Turbines ; • Moteurs.


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Tableau 3.2. Norme européenne pour les installations qui fonctionnent sur gaz naturel [ARNOUX, 2001]

Polluants Chaudières Turbines Moteurs

Poussière 5 15 50

SOx (SO2) 35 12 30

CO - 100 650

NO (NO2) 150 pour P ≤ 10 MW

100 pour P >10 MW150 350

Légende : Les limites de rejets en concentration sont exprimées en mg/m3 sur gaz sec, la teneur en oxygène étant ramenée

à 3 % en volume pour chaudière, 15 % en volume lorsqu’il s’agit de turbines et 5 % en volume pour les moteurs. La puissance P correspond à la somme des puissances des appareils de combustion sous chaudières qui composent l’ensemble de l’installation.

3.1. Procédés primaires de dénitrification des fumées Ils réduisent les émissions NOx au moment de la combustion, d’où le nom de procédés primaires. Lorsque ces procédés ne permettent pas d’atteindre les limites imposées par les réglementations, on utilise des procédés secondaires de traitement des fumées. Ces procédés primaires sont, [LAZAROIU, 2000]:

• brûleurs bas NOx,

• recirculation des fumées,

• réduction du temps de séjour dans le foyer (haute température),

• réduction de la température dans le foyer soit par injection d’eau soit par injection de vapeur.

Les brûleurs bas NOx, visent à réduire les émissions de NOx par la recirculation interne des gaz de combustions et de plus ils donnent la possibilité de réaliser la combustion dégradée.

En général, ces brûleurs sont alimentés avec de l’air pour permettre une combustion en trois étages [PANOIU, 1993]. Ils aspirent les gaz de combustion de foyer pour les recirculer dans le brûleur. Ils séparent l’air primaire de l’air secondaire par un courant de gaz inertes de combustion. Ils règlent les débits du gaz naturel ce qui permet de diriger le gaz naturel dans les zones de basse concentration en NOx.

Les principaux brûleurs de gaz naturel utilisés sont:

• brûleur TRICEM – 10 ;

• brûleur ATT – 10.

Le brûleur TRICEM – 10 a été conçu par ICEM et il est produit en série par ARGAZ Medias (figure 3.1. et 3.2.). Les principaux éléments du brûleur (le corps, le stabilisateur et l’embrasure céramique) assurent la formation d’un jet en forme hélicoïdale d’air de combustion mélangé avec le gaz naturel et d’un jet central de combustible qui donne la possibilité de la formation des particules de carbone solide. Ce type de brûleur mélange le combustible avec l’air en deux degrés et en fonction d’un débit de combustible nominale de 10 Nm3 /h et à une pression de 5000 Pa.


36

Le brûleur ATT – 10 (Cf. figure 3.2.) est produit aussi par ARGAZ Medias. Les principaux éléments assurent le partage de l’air primaire et de l’air secondaire de la façon où on peut obtenir une combustion étagée.

Gaz naturel

Air de combustion

Gaz périphérique

Gaz central

Fig. 3.1. Le schéma du brûleur TRICEM – 10, [GHIA, 2000].

Air primaire

Air secondaire

Gaz naturel

Air de combustion

Gaz naturel

Fig. 3.2. Schéma du brûleur ATT – 10, [GHIA, 2000].


37

3.2. Procédés secondaires appliqués pour la réduction de NOx Les procédés conventionnels secondaires de dénitrification des fumées sont :

• réduction catalytique sélective (SCR) ; comme le processus se passe à 350 °C, il est nécessaire d’utiliser un catalyseur. Les catalyseurs peuvent être les métaux précieux (Pt, Rh) et les oxydes métalliques (V2O5, WO3) qui sont actifs dans un intervalle de température (300 – 450 °C). Les réactions sont toujours les mêmes comme pour la réduction non catalytique sélective (relations 3.1., 3.2. et 3.3.) (SNCR), [PANOIU, 1993],

• réduction non catalytique sélective (SNCR), les réactions dans ce cas sont :

OH6N4ONH4NO4 2223 +→++ (3.1.)

OH3N2NH2NONO 2232 +→++ (3.2.)

OH6N3ONH4NO2 22232 +→++ (3.3.)

Ce processus a lieu dans un intervalle étroit de température (800 – 1000 °C).

• réduction par recombustion : elle consiste dans une réduction des NOx en utilisant les hydrocarbures dans un milieu peu oxydant. Pour le méthane, la réaction sera :

OH2CONOCHNO2 22224 ++→++ (3.4.)

Cette réaction est réalisée en 3 étapes [IONEL, 1996]:

• la combustion du combustible principale si c’est possible, avec un petit excès d’air pour limiter la quantité d’oxygène dans les gaz de combustion,

• l’injection, après la combustion principale, d’un hydrocarbure avec une quantité d’air insuffisante pour réaliser une bonne combustion de cet hydrocarbure,

• l’injection, après les hydrocarbures, de la quantité d’air nécessaire pour brûler les particules qui ne sont pas encore brûlées.

3.3. Justification de la réduction des NOx pour la filière du gaz naturel

Les oxydes d’azote (NOx) sont considérés comme un polluant majeur par ses effets sur les écosystèmes et la santé humaine. Ils sont produits lors de la combustion dans les équipements (fours, chaudières, etc.) et les machines (turbine à gaz, moteurs à gaz, etc.) thermiques.

La quantité d’oxydes d’azote formée lors d’une combustion peut, en partie, être réduite par action sur les conditions de cette combustion : diminution de la température maximale de la flamme, diminution de l’excès d’oxygène, etc. Lorsque ces mesures sont insuffisantes, il faut dénitrifier les fumées.

Cette dénitrification, ou réduction, peut se faire par « rebrûlage » à l’aide d’un hydrocarbure ou par injection dans les fumées de produits qui, en libérant un radical NH2, transforme les NOx en N2 et en H2O. Cette transformation peut se faire avec ou sans catalyseur, mais dans des conditions très précises de mélange et de température.

Cristian DINCA : e-mail – [email protected]

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DEUXIEME PARTIE : ANALYSE ENVIRONNEMENTALE

ET TECHNICO - ECONOMIQUE DU GAZ NATUREL

Evaluation environnementale et technico – économique du cycle de vie de la combustion du gaz naturel et propositions d’amélioration technique

39

II. ANALYSE ENVIRONNEMENTALE ET TECHNICO – ECONOMIQUE DU GAZ

NATUREL

4. DEFINITION DES OBJECTIFS ET CHAMP DE L’ETUDE

4.1. Définition des objectifs L’objectif de cette partie est de comparer globalement des scénarios énergétiques. La finalité de

cette comparaison est la mise en évidence des points faibles et des points forts de la filière du gaz naturel, pour proposer des techniques d’amélioration. Pour cela, on a proposé de réaliser plusieurs comparaisons :

I - Comparaisons environnementales : en appliquant et en adaptant l’outil ACV, on a réalisé deux comparaisons :

I.1. En vue d’identifier l’étape du cycle de vie la plus polluant, on a quantifié et comparé les impacts environnementaux des étapes du cycle de vie d’un scénario énergétique donné.

I.2. La deuxième comparaison environnementale consiste à comparer l’ensemble des étapes du cycle de vie des scénarios choisis.

II - Comparaison technico-économique.

Ces différentes comparaisons permettent de définir le scénario énergétique optimal pour un consommateur défini par sa demande électrique et thermique.

Cette étude s’adresse aux énergéticiens qui désirent trouver la solution optimale d’un point de vue économique, environnemental et énergétique pour alimenter un site en énergie thermique et/ou électrique.

Il faut souligner que les résultats obtenus dans cette étude sont valables pour les données collectées.

Trois types d’acteurs ont été impliqués dans cette étude :

- les élus de la mairie de Bucarest ;

- les ingénieurs de l’Agence de l’environnement de Roumanie;

- les énergéticiens de l’Université Polytechnique de Bucarest (Faculté d’Energétique – Chaire de Centrale Electriques et l’Energétique Industrielle).

4.2. Champ d’étude – scénarios énergétiques 4.2.1. Champ d’étude de la filière roumaine de gaz naturel

Dans ce sous-chapitre on présente le champ d’étude retenue pour l’analyse de cycle de vie de gaz naturel ainsi que les solutions énergétiques les plus utilisées pour la production d’énergie électrique et thermique. La figure 4.1 présente les étapes de cycle de vie du gaz naturel qui ont été retenues dans notre étude.


40

1. EXTRACTION DU GAZ NATUREL

1.1.Extraction on shore 1.2.Extraction off shore 1.3. Grisou des mines de charbon

2. Traitement du gaz naturel

Transport sur courte distance Transport sur courte distance

2.1. Désulfuration 2.1. Condensation de l’eau

Adjonction d’un odorant 2.2. Dégazolinage

3. Transport du gaz naturel sur longue distance

3.1. Mise sous pression

3.2.1Méthanier

Stockage temporaire (possible)

3.2. Liquéfaction

Usine de regazéification

Transport sur court distance par camion

3.1.1Gazoduc

4. Stockage du gaz naturel

4.1. Cavité saline 4.3. Nappe aquifère

4.1.Ancien site on shore

4.4. Réservoirs en béton

4.4. Réservoirs cryogéniques

Mise sous pression

5. Distribution du gaz naturel (TRANSPORT SUR COURTE DISTANCE)

Poste de détente / détendeur individuel

5.1. Transport haute pression

5.2. Transport moyenne pression

6. Procedes d’Utilisation du gaz naturel

5.3. Transport basse pression

6.1.Matière première

6.2. Energie calorifique

6.1. Energie électrique

COGENERATION

Combustion

Fig. 4.1. Cycle de vie du gaz naturel étudié

Air

Eau

Sol et sous-sol

Air

Eau

Sol et sous-sol


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Les étapes, de la filière gazière roumaine, prises en compte dans notre étude sont donc :

- l’extraction on shore du gaz naturel ;

- le traitement du gaz naturel;

- le transport de gaz naturel par gazoduc ;

- le stockage du gaz naturel dans des gisements de gaz naturel épuisés ;

- la distribution de gaz naturel vers le consommateur ;

- l’utilisation du gaz naturel dans le secteur énergétique pour produire d’électricité et de chaleur.

La situation gazière en Roumanie En Roumanie, les gisements de gaz peuvent être divisés en deux catégories: ceux de

Transylvanie où la géologie est relativement simple, avec un petit nombre de failles et ceux des autres régions où les gisements de gaz associé et non associé sont caractérisés par une géologie plus complexe, avec des failles et des stratifications contenant des pièges de gaz et de pétrole.

Le gaz est depuis longtemps exploité de façon intensive. Un total de plus de 30 000 puits a été foré pour la production de pétrole et de gaz. De 1913 à 1997, la production totale cumulée de gaz naturel s’est élevée à 1 032 milliards de m3. La production de gaz naturel a connu une augmentation jusqu’au début des années 1980, puis elle a baissé de façon continue pour atteindre 15,9 milliards de m3 en 1997 (12,3 Mtep). Cette diminution s’explique par la détérioration des équipements de production, la mauvaise qualité des équipements fabriqués localement et la réduction des réserves connues.

La régie autonome DISTRIGAZ est responsable de l’exploration, de la production (principalement dans le Bassin de Transylvanie), du transport, du stockage et de la distribution du gaz naturel. En complément de ces activités, DISTRIGAZ est en charge des importations et des opérations de transit du gaz naturel en provenance de pays tiers. Elle réalise entre 60 % et 70 % de la production locale de gaz naturel. DISTRIGAZ exploite exclusivement des gisements non – associé (qui contient seulement du gaz naturel). Ces dernières années, suite à l’épuisement progressif des réserves, la production de DISTRIGAZ est en déclin. Entre 1988 et 1997, elle a baissé de 63 %. Cette société exploite actuellement 130 gisements gaziers. Ces gisements sont exploités par l’intermédiaire d’environ 3 700 puits situés principalement dans le Bassin de Transylvanie. La production moyenne d’un puits est d’environ 7 400 m3 / jour. En 1997, DISTRIGAZ a extrait environ 10 milliards de m3 de gaz naturel, ce qui représente 62,8 % de la production totale et 68,5 % de la production de gaz non – associé [DISTRIGAZ, 2000].

La S.N.P- PETROM S.A. assure l’exploration et la production de gaz, situé en dehors du Bassin de Transylvanie, et une partie de la distribution du gaz naturel en Roumanie. Elle réalise entre 30 % et 40 % de la totalité de production de gaz roumain. Comme DISTRIGAZ, PETROM exploite des gisements de type gaz non - associé et gaz associé. Sa production a fortement baissé entre 1988 et 1997 (- 49,5 %). Le poids de la production de la S.N.P dans la production totale cumulée est resté stable entre les années 1986 et 1995 (environ 31 %). Elle a brusquement augmenté pendant les années (1996 et 1997) avec respectivement une part de 35,1 % et de 38,9 % en raison du déclin de la production du DISTRIGAZ. En 1997, la production de gaz naturel de la S.N.P. a atteint 5,9 milliards de m3 (dont 78 % gaz non-associé). La S.N.P- Petrom S.A, exploite 121 gisements de gaz non-associé et 446 gisements de pétrole par l’intermédiaire d’environ 1 343 puits de gaz ayant une production moyenne de 12 000 m3 / jour. Environ 93 % de la production est réalisé à partir de gisements on shore [SNP, 1999].

Selon le calendrier proposé par l’Autorité Nationale de Régulation dans le secteur du Gaz Naturel (ANRGN) pour aligner le prix du gaz roumain sur le prix du gaz importé, le prix du gaz


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roumain devra arriver fin 2006 à 145 USD/1 000 m3 et à fin 2007 à 200 USD/1 000 m3, afin de rejoindre le niveau du prix d’importation, qui est actuellement de 282 USD/1 000 m3.

Dans le respect de ce calendrier, le prix du gaz roumain a été porté au 1er avril 2006 à 130 USD/1 000 m3, et en juillet 2006, une autre augmentation, jusqu’à 136 USD/1 000 m3 est envisagée et, très probablement, une autre encore en juillet 2007, jusqu’à 158 USD /1 000 m3. L’augmentation des tarifs sera donc de 42 % en 2005, et de 32% en 2006. Le calendrier de ces augmentations successives prévoit un ajustement trimestriel du prix du gaz roumain jusqu’à alignement avec le prix du gaz sur le marché de l’Union Européenne.

Le calendrier proposé par l’ANRGN est une solution qui se plie aux réalités actuelles de la Roumanie, qui se confronte aux difficultés d’un marché qui n’est pas encore parfaitement fonctionnel et aux faibles revenus de la population. Depuis 2004, l’ANRGN utilise une méthodologie de calcul du prix du gaz qui est recommandée par l’UE, mais qui n’est pas appliquée dans tous les pays européens. Dans cette méthodologie, les revenus sont établis pour une période de 5 ans pour les segments contrôlés par l’Autorité: le transport, la distribution et le stockage. Précisons que le secteur concerné par l’activité de l’Autorité est celui des services (pas celui de la production), qui a le plus à gagner de la croissance des tarifs. La ventilation du prix final, établi chaque année pour chaque segment, est la suivante: transport: 4 %; stockage : 1,5-2 %; distribution: entre 20 et 25 % (fonction de chaque catégorie de consommateurs). Le reste du prix final (env. 70 %) est représenté par le coût du gaz lui-même. C’est celui-ci qui est ajusté trimestriellement. La Commission Européenne a, fin mars dernier, accordé en Roumanie l’extension au 31 décembre 2008 du délai d’alignement du prix du gaz de production interne sur celui du gaz d’importation.

Les réserves L’évaluation du potentiel de gaz naturel roumain est peu précise car la plupart des

enregistrements de géophysiques ont été effectués avec des équipements anciens et de petite résolution. La surproduction de certains gisements et les dommages provoqués sur un grand nombre de puits abandonnés, suite à une exploitation inadaptée, ont contribué à rendre certaines réserves inexploitables.

En 2002, les réserves récupérables de gaz roumain ont été estimées à 543 milliards de m3. Aujourd’hui, selon le Directeur de l’Agence Nationale des Ressources Minérales, pour une consommation de gaz naturel constante, les réserves assurent 20 ans de la production actuelle de gaz naturel.

Transport du gaz naturel en Roumanie La Régie DISTRIGAZ (anciennement ROMGAZ), transporte une grande partie de gaz naturel

produit localement. La longueur totale du réseau de gazoducs est d’environ 12 000 km. Ils ont un diamètre compris entre 250 et 1 000 mm. Le réseau de transport peut être divisé en 9 sous-systèmes, comprenant chacun 2 gazoducs interconnectés montés en parallèle. La capacité du système est d’environ 135 millions de m3 / jour (40 milliards de m3 / an). La pression maximale des gazoducs est de 50 bars, la pression moyenne utilisée actuellement est de 20 bars compte tenu du niveau actuel de production. Il existe 32 stations de compression du gaz naturel (y compris les stations qui fonctionnent dans les chantiers d’extraction) [DISTRIGAZ, 2000].

Le transport du gaz naturel importé en Roumanie, depuis le centre de stockage de Shebelinka en Russie, se fait par un gazoduc appelé « gazoduc de l’amitié ». Entrée en fonction en 1974, ce gazoduc est long de 660 km avec un diamètre de 1 020 mm et est utilisé à une pression de 55 bars. Ce gazoduc passe par le sud de l’Ukraine et le sud-est de la République de Moldavie jusqu’en Roumanie. Ce gazoduc rejoint le réseau local roumain à Isaccea, ville située près de la frontière ukrainienne.

Le stockage du gaz naturel en Roumanie


43

Le stockage du gaz naturel est, en grande partie, sous la responsabilité de DISTRIGAZ. La Roumanie compte 4 installations souterraines de stockage localisées à Bălăceanca, Sărmăşel, Urziceni et Belciureşti qui utilisent des gisements épuisés. La capacité totale de stockage est de 1,1 milliard de m3 avec un débit total maximal de 10 millions m3 / jour. Le gaz est injecté pendant l’été et déchargé sous sa propre pression pendant les périodes de forte demande en hiver. La pression maximale de travail se situe entre 60 et 80 bars. La capacité de stockage est insuffisante pour répondre à la demande actuelle. DISTRIGAZ a l’intention d’augmenter sa capacité de stockage d’ici 2010 en utilisant des gisements de gaz épuisés, [DISTRIGAZ, 2000].

La distribution du gaz naturel en Roumanie Les principales sociétés de distribution présentes localement sont Distributia Gazelor Naturale

Tirgu-Mures (la distribution de gaz naturel Tirgu-Mures) et Distributia Gazelor Naturale Bucuresti ((la distribution de gaz naturel Bucarest), filiales de DISTRIGAZ. Les deux sociétés assurent la distribution d’une grande partie du gaz naturel produit en Roumanie et importé de la Russie. La S.N. Petrom S.A. distribue elle-même directement une partie de sa production de gaz naturel aux consommateurs, sans utiliser le réseau de distribution du Romgaz (environ 25 % à 30 % de sa production). Elle possède son propre système de gazoducs pour le transport et la distribution. En 1997, la S.N.P. a distribué 2,03 milliards de m3 (soit 35,5 % de sa production).

Une autre société présente dans l’activité de distribution du gaz naturel est la société mixte Wirom, crée en 1994 entre Romgaz (50 %) et la société allemande Wintershal AG Kassel (50 %). Wirom importe du gaz naturel de la Russie et le distribue aux grands consommateurs industriels. Cette société ne possède pas de réseau propre de gazoducs et fait appel au réseau de DISTRIGAZ.

La masse volumique et le pouvoir calorifique inférieur ont été calculés en utilisant les formules ci-dessous et la composition du gaz naturel roumain [DISTRIGAZ, 2000]. La composition moyenne du gaz naturel roumain est :

CH4 : 96,4 % ;

C2H6 : 1,8 % ;

C3H8 : 1,6 % ;

C4H10 : 0,2 %.

La masse volumique du gaz naturel ( )gρ , en kg/Nm3, a été déterminée en utilisant la relation suivante:

∑ ×⋅=i m

iig V

Mρρ 001,0 (4.1.)

avec :

−ρi la masse volumique de l’élément i en kg/Nm3 ;

Mi – la masse molaire de l’élément i en g/mol ;

Vm – le volume molaire, en Nm3/mol.

Le pouvoir calorifique inférieur ( )gH a été déterminé avec la relation suivante:

∑ ×=i

iig HH ρ (4.2.)

avec :

−ρi la masse volumique de l’élément i en kg/Nm3 ;

Hi – le pouvoir calorifique de l’élément i en kJ/Nm3.


44

4.2.2. Définition des scénarios énergétiques

Les solutions énergétiques retenues pour construire les scénarios énergétiques sont [DINCA, 2000]:

o la production séparée d’énergie électrique et thermique demandée par le consommateur dans une centrale thermoélectrique et dans une centrale thermique;

o la turbine à vapeur à contre pression +chaufferie + centrale électrique en condensation ;

o la turbine à vapeur en condensation et soutirage +chaufferie + centrale électrique en condensation ;

o la turbine à gaz sans postcombustion +chaufferie + centrale électrique en condensation ;

o la turbine à gaz avec postcombustion +chaufferie + centrale électrique en condensation ;

o le moteur à gaz +chaufferie + centrale électrique en condensation ;

o le cycle combiné gaz - vapeur +chaufferie + centrale électrique en condensation ;

Le supplément d’énergie électrique et thermique est produit pour toutes les solutions à partir d’une turbine à vapeur en condensation et d’une centrale thermique. On a fait l’hypothèse que le rendement global pour la turbine à vapeur en condensation est de η_e = 35 % et pour la centrale thermique (chaufferies) est de η_th = 95 %. Les rendements des turbomachines, des générateurs, des chaudières ou des chaudières récupérateurs ont été inclus dans le rendement global des centrales en cogénération.

4.2.2.1. Turbine à vapeur à contre pression Les cycles des turbines à vapeur utilisent un fluide compressible qui change d’état au cours du

cycle. La puissance des turbines à vapeur varie de quelques dizaines et quelques milliers de kilowatts.

Le cycle simple de la turbine à vapeur est constitué d’une chaudière, d’une turbine à vapeur, d’un alternateur et d’une pompe de circulation (Cf. figure 4.2.). Dans ce cas, la source froide est représentée par le consommateur (consommation de vapeur surchauffée ou de l’eau chaude). La vapeur surchauffée, moyenne ou haute pression, fournie par la chaudière est détendue à basse pression (quelques bars) dans une turbine qui entraîne un alternateur ou toute autre machine tournante. La vapeur détendue est distribuée aux utilisateurs de chaleur, ce qui constitue une utilisation thermique [RONCATO, 1996].

Les caractéristiques de cette solution de cogénération sont, [GDF, 1995]:

• possibilités de récupérer de la vapeur à plusieurs niveaux de pression ;

• puissance : 0,5 – 100 MW ;

• fiabilité : 95 % ;

• disponibilité : 90 - 95 % ;

• durée de vie : 25 à 35 ans ;

• gη = 60 – 90 % - rendement global ;

• eη = 15 – 20 % - rendement électrique ;

• yc = 0,1 – 0,5 - rapport entre l’énergie électrique et thermique produit.


45

4.2.2.2. Turbine à vapeur à condensation et soutirage Pour cette solution la source froide est réalisée avec un condensateur (Cf. figure 4.3.). Une

partie de la vapeur est soutirée en cours de la détente pour alimenter les consommateurs en énergie thermique et/ou en vapeur.

Ce type de turbine permet d’augmenter le rapport de cogénération, au détriment du rendement global.

L’utilisation des différents types de turbine à vapeur dépend :

• du type et du temps d’utilisation de la valeur maximale de la demande sous forme de chaleur ;

• du rapport entre la demande en énergie électrique et en chaleur par le consommateur ;

• du degré d’indépendance souhaité entre l’énergie électrique produite et la chaleur livrée ;

Légende :

CV – chaudière à vapeur

TAVcp – turbine à vapeur à contre pression

ECH – échangeur de chaleur

V – vapeur

Pc – pompe de condensât

EC – eau chauffée ou surchauffée

PC – production d’énergie thermique sous forme de

vapeur et d’eau chauffée ou surchauffée

Pal – pompe d’alimentation

V

CV

Air

Combustible gazeux

Fumées Pal

énergie électrique

Pc ECH

EC

Fig. 4.2. Schéma d’une installation de cogénération à turbine à vapeur en contre pression

PC

TAV cp.

p > p at

Alternateur

V


46

4.2.2.3. Turbine à gaz sans postcombustion L’intérêt du cycle de la turbine à gaz, par rapport au cycle de la turbine à vapeur, réside dans la

simplicité de la conception et, par rapport aux cycles des moteurs alternatifs, dans la simplicité du mouvement rotatif (Cf. figure 4.4.).

L’air est comprimé dans un turbocompresseur à une pression de 15 à 20 bars, avant d’être introduit dans une chambre de combustion, en mélange avec le gaz naturel. Après la combustion, le mélange air - gaz sous pression est détendu dans une turbine couplée en général au générateur qui produit d’énergie électrique. Une partie de l’énergie mécanique produite est utilisée pour entraîner le turbocompresseur d’air. La température des gaz de combustion à l’entrée de la turbine constitue l’élément qui peut influencer principalement la valeur de la puissance nominale et surtout le rendement thermique, [LORANCHET, 1998].

Après combustion, les fumées avec une température de 650 à 1000 °C sont détendues dans une turbine couplée à un générateur, qui produit de l’énergie électrique. En sortie, les gaz d’échappement sont encore très chauds 450 à 630 °C. On peut donc récupérer de l’énergie dans une chaudière de récupération.

Légende :

CV – chaudière à vapeur

TAV+s – turbine à vapeur en condensation et soutirage


V – vapeur


Cd - condensateur


PC – production d’énergie thermique sous forme de

vapeur et d’eau chauffée ou surchauffée


ER – eau de refroidissement

CV

Air

Combustible gazeux V

Fumées Pal


Cd

Pc

Pc

ECH ER

EC

Fig. 4.3. Schéma d’une installation de cogénération à turbine à vapeur avec condensation et soutirage réglable.

PC

TAV+s

Alternateur


47

Les caractéristiques de cette solution de cogénération sont, [GDF, 1995, GDF, 1998] :

• cycle ouvert ou fermé ;

• possibilités de récupérer de la vapeur à plusieurs niveaux de pression ;

• possibilité de post-combustion ;

• puissance : 0,1 – 100 MW ;

• fiabilité : 95 % ;

• disponibilité : 90 - 95 % ;





Légende :

CC – chambre de combustion

TAG – turbine à gaz

F’ – fumées après la turbine à gaz

F – fumées après la chaudière de récupération

CR - chaudière de récupération

K – compresseur


Combustible gazeux

CC

K TAG

Air

F’

Pc CR


Production d’énergie thermique

Fig. 4.4. Schéma d’installation de cogénération avec turbine à gaz sans postcombustion.

F

Alternateur


48

4.2.2.4. Turbine à gaz avec postcombustion De la même manière que la solution précédente, mais avec un fort excès d’air (environ 300 %

dans la chambre de combustion) les gaz évacués riches en oxygène (14 à 17 % d’oxygène) peuvent être valoriser par postcombustion lorsque les besoins de chaleur sont plus importants (Cf. figure 4.5.). Le système de postcombustion peut être installé soit directement en sortie de turbine (postcombustion chaude) soit après que les gaz évacués refroidis à une température 220 – 250 °C dans un récupérateur (postcombustion froide).

4.2.2.5. Moteur à gaz avec récupération de la chaleur des gaz de combustion Les moteurs industriels à gaz sont similaires aux moteurs Diesels (Cf. figure 4.6.). L’admission

du combustible est effectuée dans le cylindre sous forme de mélange air – gaz; ce mélange peut être réalisé soit dans un carburateur soit directement à l’entrée des culasses [BUDERUS, 1998]. Un système de bielle manivelle transforme le mouvement alternatif et transmet l’énergie à l’arbre. L’énergie électrique est produite par la transformation de cette énergie mécanique à travers un générateur.

La chaleur provient de l’eau de refroidissement du bloc moteur (80 à 130 °C) et des gaz d’échappement (450 à 550 °C). Les moteurs thermiques sont dimensionnés pour assurer la demande d’énergie électrique (E) et récupérer dans le même temps toute la chaleur disponible Q.

CC

K TAG

Air

Combustible gazeux

F’

Pc CR



Fig. 4.5. Schéma d’installation de cogénération avec turbine à gaz avec postcombustion.

F

Légende :






CR - chaudière de récupération K - compresseur

Combustible gazeux

Alternateur


49

Les caractéristiques de cette solution de cogénération sont, [GDF, 1998] :

• allumage commandé et Diesel ;

• plusieurs types de carburant ;

• possibilité de post-combustion ;

• puissance : 0,1 – 10 MW ;

• disponibilité : 95 % ;





Légende :

MAG – moteur à gaz




F –fumées à la sortie de la chaudière de récupération

CR – chaudière de récupération


Pr – pompe de recirculation


MAG

Combustible gazeux

Air

EC F

Pc

Pr ECH

CR


Fig. 4.6. Schéma d’une installation de cogénération avec moteur thermique à combustion interne.

Alternateur

F’


50

4.2.2.6. Cycle combiné gaz vapeur Le cycle combiné représente une association entre une turbine à gaz et une turbine à vapeur. On

étudie le cycle combiné avec postcombustion (Cf. figure 4.7.).

Les caractéristiques pour ce type de solution sont, [GDF, 1998]:

• puissance : 10 – 400 MW ;

• fiabilité : 80 – 85 % ;

• disponibilité : 77 – 85 % ;





CC

K TAG

Air

F’

Pal.

CR



Fig. 4.7. Schéma d’installation de cogénération avec un cycle combiné.

F


combustible gazeux

Pc ECH.

Légende :



TAV – turbine à vapeur





CR - chaudière de récupération de chaleur

K – compresseur


TAVcombustible

gazeux


51

Les scénarios énergétiques définis dans cette thèse sont présentés dans le tableau 4.1. Tableau 4.1. Les scénarios énergétiques analysés

Etapes du cycle de vie Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3 Scénario 4 Scénario

5 Scénario

6 Scénario

7

Extraction Extraction on shore – 70 % provenant du Bassin de Transylvanie (Roumanie) +

30 % du Bassin du Moskova (Russie)

Traitement Désulfuration + Dégazolinage + Déshydratation + Odorisation

Transport Transport par gazoduc de l’étape d’extraction au consommateur

Cogénération

Turbine à vapeur en

condensation et soutirage

Turbine à vapeur en

contre pression

Turbine à gaz sans

post - combustion

Turbine à gaz avec

post - combustion

Moteur thermique

Cycle combiné

gaz - vapeur

-

Electrique Turbine à vapeur en condensation

Prod

uctio

n é

nerg

étiq

ue

Sépa

ré

Thermique Chaudière

En amont de la combustion, les scénarios énergétiques comprennent les mêmes étapes du cycle de vie du gaz naturel avant de la combustion. Les différences entre les scénarios consistent dans la solution énergétique choisie, pour la production d’énergie électrique et thermique. D’autre part, les solutions énergétiques ont été partagées en 6 solutions de cogénération et une solution qui produit les deux formes d’énergies d’une façon séparée.

L’intérêt de la cogénération La cogénération permet la production simultanée et combinée d’énergie électrique et thermique en utilisant, à la fois, la même solution énergétique de production et le même combustible. La cogénération par rapport à la production séparée, permet pour un moteur à gaz ou une turbine à gaz (cycles ouverts), de récupérer la chaleur contenue dans les gaz évacués dans l’atmosphère.

La cogénération est considérée avantageuse car l’énergie totale (électrique + thermique) est produite avec un rendement supérieur à celui de la production séparée. En revanche, pour une mono production thermique, la cogénération n’est pas toujours la meilleure option, car il existe des solutions énergétiques, telle que la chaufferie, qui produisent de l’énergie thermique avec des rendements supérieurs à ceux de la cogénération.

La cogénération représente alors une réponse aux problèmes du secteur énergétique et permet de limiter la consommation de combustible et de diminuer les émissions dans l’environnement. Pour illustrer ces propos, la figure 4.8 présente un bilan énergétique d’un système classique de cogénération avec turbine à gaz et d’un système de production séparée d’énergie électrique et thermique.


52

Eα - % d’énergie primaire valorisée en énergie électrique

Qα - % d’énergie primaire valorisée en énergie thermique

D’après cette figure 4.8., on constate que la quantité d’énergie primaire utilisée est toujours moindre pour la solution de cogénération que pour la solution séparée (100 < 147,66). Cependant, même si on produit l’énergie électrique dans des cycles combinés dont le rendement électrique est d’environ 50 %, la quantité d’énergie primaire consommée sera inférieure au cas présenté antérieure (125,56 < 147,66) mais elle reste encore supérieure à la cogénération [COGENERATION-618, 1999].

L’utilisation de la cogénération Les installations de cogénération sont utilisées dans plusieurs domaines comme l’industrie pour produire de la chaleur, le domestique pour le chauffage et dans le secteur énergétique pour produire de l’énergie électrique et thermique.

Dans l’industrie, l’utilisation de la cogénération dépend des facteurs économiques. Les critères de choix d’une solution à cogénération sont :

• le prix du gaz naturel ;

• le taux de retour sur l’investissement.

Dans l’industrie, la cogénération est surtout utilisée pour la production d’énergie thermique (eau chaude ou surchauffé et vapeur à basse pression ou air chaud). On rencontre des unités de cogénération de différentes puissances dans l’industrie chimique, métallurgique, papeterie, agro – alimentaire

Pour ce secteur, il existe une grande diversité de solutions de cogénération. Les turbines à vapeur et celles à gaz sont utilisées pour une fourchette de puissances comprises entre 3 et 50 MW tandis que les moteurs à gaz sont utilisés pour des puissances inférieures à 8 MW, [VLEEM, 2002]. Le choix d’une solution de cogénération ne dépend pas seulement du rapport de cogénération mais aussi de la demande d’énergie thermique et électrique.

Cogénération

100

Energie électrique 35

Energie thermique 50

Production séparée

147,66

PERTES

%35=Eα

15 %

%38=Eη

%90=Qη %50=Qα

92,1 55,56

57,1

15 62,66

5,56

Fig. 4.8. Bilans énergétiques de la cogénération et de la production séparée [COGENERATION, 2000].


53

Dans le secteur tertiaire (aéroports, hôpitaux, écoles, centres commerciaux), la cogénération, permet de satisfaire les demandes en énergie électriques et thermiques (chauffage et climatisation) avec des rendements bien supérieurs à ceux des installations traditionnelles.

Les hôpitaux utilisent beaucoup les solutions de cogénération car ils représentent un grand consommateur en énergie électrique et thermique. Pour choisir une solution rentable, on propose [FIRICA, 1999] :

• pour la production d’air chaud et d’électricité, les moteurs thermiques ;

• pour la production d’air chaud et de la vapeur à basse pression, les turbines à gaz ;

• pour la production d’énergie thermique avec production de froid, les moteurs thermiques et les compresseurs frigorifiques.

Pour le secteur urbain ou domestique européen, le chauffage d’un appartement représente en moyenne 10 MWh par an et les besoins annuels en énergie électrique 4 MWh [RONALPHENERGIE, 1999]. A partir de ces données, on en a déduit que l’indice de structure moyen pour les pays de l’Union Européenne est de 0,4. Actuellement, en Roumanie, l’indice de structure moyen est d’environ 0,25.

Ces besoins d’énergie thermique et d’énergie électrique peuvent être satisfaits d’une manière indépendante ou simultanée. La production d’une manière simultanée de l’énergie électrique et thermique est d’autant plus logique que ces demandes ont des points communs :

• une variation saisonnière avec une demande maximale en hiver et une impossibilité de stockage ;

• une distribution d’énergie qui nécessite de nombreux réseaux de transport et un grand investissement.

Les avantages de la cogénération Pour pouvoir produire d’une manière rentable les deux formes d’énergies en cogénération, on doit respecter les conditions suivantes [COGENERATION-237, 1999]:

• une utilisation complète et efficiente de l’énergie électrique et thermique produites. Si l’énergie thermique produite n’est pas utilisée en totalité, l’économie de combustible ne sera pas maximale. Cette raison est également valable pour l’énergie électrique mais n’est pas aussi cruciale ;

• un bon rendement énergétique global. Selon les bilans de la figure 4.8., 85 % d’énergie primaire est valorisée et 15 % est perdue ;

• un rapport Q

Eαα

aussi élevé que possible ou très proche de l’indice de structure du

consommateur. Etant donné que l’énergie thermique est produite séparément avec des rendements supérieurs à ceux de la cogénération, l’augmentation de l’énergie électrique

conduit à l’augmentation de rapport Q

Eαα

et implique l’augmentation de l’économie de

combustible par rapport à la production séparée d’une même quantité d’énergie électrique et thermique.

Le tableau 4.2. présente les avantages et désavantages des différentes solutions de cogénération.


54

Tableau 4.2. Les avantages et les désavantages pour les solutions de cogénération [COGENERATION, 2000]

Unité de cogénération Avantages Désavantages

Turbine à vapeur • très bon rendement global ; • coût d’entretien modique ; • durée de vie élevée ;

• Q

Eαα

très faible ;

• investissement élevé ; • fonctionnement quasi-continu ;

Turbine à gaz • disponible à partir de 500 kWe ; • production aisée de vapeur ; • bon rendement global ;

• Q

Eαα

faible pour les puissances

inférieures ;

Moteur à gaz

• disponible à partir de 80 kWe ; • bien adapté à la production d’eau chaude ;

• Q

Eαα

très favorable ;

• coût abordable ; • peut s’adapter à une variation de la demande.

• coût élevé de maintenance ; • peu propice à la production de

vapeur ; • durée de vie limitée

Nota : 7,0=Q

Eαα

représente une valeur usuelle pour les moteurs à gaz.

Les rendements globaux des installations de cogénération et les rendements pour les unités séparées sont présentés dans le tableau 4.3.

Tableau 4.3. Les rendements des installations pour les solutions analysées Solution

1 Solution

2 Solution

3 Solution

4 Solution

5 Solution

6 Solution

7

gη de l’unité de cogénération 0,9 0,85 0,8 0,85 0,85 0,92 -

els ,η pour les unités de production séparée d’énergie électrique

0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35

cs ,η pour les unités de production séparée d’énergie thermique

0,95 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95

L’énergie électrique représente la partie noble de l’énergie produite car elle peut encore être convertie en d’autres formes d’énergies comme énergie lumineuse, énergie mécanique, énergie thermique, etc. En conséquence, l’énergie électrique doit être maximisée dans la cogénération.

A l’égard de l’impact sur l’environnement, les solutions de cogénération conduisent à réduire les émissions de CO2 par rapport à la production séparée. Pour améliorer l’impact sur l’environnement des solutions énergétiques choisies, nous avons développé une solution qui réduit à la fois les émissions de CO2 et les émissions de NOx.

4.3. Définition de l’unité fonctionnelle Pour comparer ces différents scénarios entre eux, il faut avoir la même unité fonctionnelle.

Pour accomplir cette condition, l’ensemble de l’énergie électrique et thermique a été produit dans plusieurs unités (Cf. tableau 4.1.) :

o une unité de cogénération qui produit une partie d’énergie électrique et une partie d’énergie

thermique en conformité avec l’indice de cogénération (QEyc = ) ;


55

o une unité thermique qui produit le supplément d’énergie thermique pour avoir en final l’unité fonctionnelle, (la quantité d’énergie thermique annuelle demandée par le consommateur anQ ) ;

o une centrale thermoélectrique qui produit le supplément d’énergie électrique pour avoir en final l’unité fonctionnelle (la quantité d’énergie électrique annuelle demandée par le consommateur

anE ).

L’unité fonctionnelle représente la base de la comparaison des systèmes étudiés. Toutes les données collectées pour toutes les étapes de la filière du gaz naturel doivent être rapportées à cette unité fonctionnelle. Dans le cas de la cogénération, le choix de l’unité fonctionnelle soulève de nombreuses questions méthodologiques que nous évoquons ci-après.

Pour définir précisément l’unité fonctionnelle, on doit bien connaître les fonctions de la filière du gaz naturel. L’unité fonctionnelle doit comprendre :

• une unité de fonction ;

• une unité de temps ;

• une unité de produit.

Unité de fonction Les solutions énergétiques proposées lors de l’étape d’utilisation du gaz naturel sont

dimensionnées soit en fonction de l’énergie électrique soit en fonction de l’énergie thermique demandée par le consommateur. Lorsque la solution est dimensionnée par l’énergie thermique demandée par le consommateur, on cherche à ce que toute l’énergie thermique produite soit utilisée (même si elle ne répond que partiellement aux besoins thermiques, l’énergie thermique manquante sera produite et livrée par une CAF – chaudière d’eau surchauffée). Les énergies électrique et thermique représentent les fonctions des systèmes à comparer.

Les solutions de cogénération analysées dans cette thèse fonctionneront en base.

Il faudra préciser si le système doit:

répondre totalement aux besoins thermiques;

répondre partiellement aux besoins thermiques (dans ce cas, quelle énergie d’appoint utilise-t-on?);

répondre totalement aux besoins électriques;

répondre partiellement aux besoins électriques (appoint fait par le réseau d’électricité);

fournir l’électricité et chaleur au plus prés des besoins, en utilisant un appoint thermique et électrique (possible si les besoins sont assez stables en fonction du temps et assez importants); il s’agira pour le dimensionnement de l’installation de connaître exactement les besoins électriques et thermiques du site.

On devra alors répondre aux questions suivantes:

le dimensionnement est-il tel que l’énergie thermique puisse être valorisée totalement à tout instant (même aux heures creuses)? Si tel n’est pas le cas, « les pertes thermiques » (chaleur envoyée aux aéro-réfrigérants) devront être prises en compte dans le rendement thermique (seule la chaleur effectivement valorisée doit être prise en compte dans le rendement);

quel est l’usage fait de l’électricité produite? Il s’agit d’auto – consommation. L’excédent éventuel d’électricité non consommée peut-il être renvoyé sur le réseau CONEL (la régie d’énergie électrique en Roumanie) ? Ces « pertes électriques » devront être prises en compte dans le rendement électrique.


56

Dans ce cas, la fonction des systèmes sera de fournir la demande de base du consommateur en électricité et en chaleur. La cogénération sera donc dimensionnée pour couvrir au mieux la demande électrique et thermique du site (on se basera sur le site existant), en consommant la totalité de l’électricité (pas de possibilité de renvoi de l’électricité sur le réseau CONEL) et en valorisant toute la chaleur (pas d’aéro-réfrigérants).

Cette méthode de dimensionnement est envisageable car les besoins énergétiques d’un quartier (secteur résidentiel et tertiaire) sont relativement stables (en fonction de la saison et aussi de la période de jour), contrairement au cas du secteur industriel, par exemple.

Quelques précisions sur les conditions d’étude de notre application:

énergie thermique: c’est l’énergie thermique qui est considérée comme étant le produit principal. On dimensionnera donc la cogénération de façon à pouvoir valoriser la totalité de l’énergie thermique. Pour compléter la demande thermique, l’énergie d’appoint utilisée sera le gaz naturel brûlé dans une chaudière.

énergie électrique: au vu des contraintes actuelles, on ne choisira pas d’envoyer l’électricité sur le réseau CONEL. L’énergie électrique produite sera donc destinée à couvrir les besoins du consommateur. Il faudra impérativement vérifier que les besoins électriques du site sont en adéquation avec la puissance de la cogénération afin d’éviter une surproduction qui affecterait le rendement électrique de l’installation. Pour éviter les situations quand la quantité d’énergie électrique dépasse les besoins de consommateur, on déterminera les quantités d’énergies électrique et thermique produites par la cogénération.

La cogénération fonctionnant en continu, on sera plutôt amené à sous dimensionner l’installation pour être en mesure de valoriser à tout instant la totalité de l’énergie fournie, malgré les fluctuations des besoins du site en fonction du temps.

Unité de temps L’unité de temps est la période de fonctionnement sur laquelle nous étudions les systèmes. Il

convient de distinguer deux cas selon que l’on considère ou non les phases de construction et de démantèlement des systèmes (le cas général):

cas où les phases de construction et de démantèlement sont prises en compte: la durée de vie des appareils doit être prise en compte dans l’étude. On prendra comme unité de temps la plus grande durée de vie des systèmes étudiés, on complétera les données des phases des constructions en « ajustant » leur durée de vie.

cas où les phases des constructions et des démantèlement sont négligées (cas de l’application étudié) : la durée de vie des installations énergétiques n’influence pas les résultats. La comparaison peut donc se faire sur une unité de temps (une saison de fonctionnement par exemple ou un an). Pour éviter les fluctuations (à voir les différences de demande de l’énergie thermique entre les saisons d’été et d’hiver), nous avons choisi d’étudier les solutions énergétiques pendant un an.

Unité de produit C’est l’unité d’énergie qui va servir de base pour la comparaison (tous les flux seront

rapportées à cette unité de produit). Il s’agit donc de produire un certain nombre de kWh. Dans le cas de la cogénération, les choix de l’unité de produit est complexe car il y a deux produits valorisables différents : l’énergie électrique et l’énergie thermique.

Le problème principal est que l’indice de cogénération (E/Q) est différent selon :

la technologie étudiée (turbine à gaz, moteurs à gaz, cycle combinée, etc.) ;

le type (marque, puissance, etc.).


57

On ne peut donc pas choisir une unité fonctionnelle « unique », qui serait par exemple une production de 3 kW électrique (qui entraînerait une même production d’énergie thermique quelle que soit la technologie). Plusieurs possibilités s’offrent à nous :

ne prendre en compte qu’une seule énergie. Si on prend une unité fonctionnelle uniquement basée sur l’électricité produite, on pourrait retrancher les impacts dus à une production équivalente de chaleur (sur la base des émissions de cette même quantité de chaleur par la chaudière de référence). Cette méthode soulève cependant, quelques problèmes méthodologiques importantes, à savoir :

o modification de l’unité de fonction : cette méthode suppose le changement de l’unité de fonction d’une fourniture d’énergie électrique et d’énergie thermique à une fourniture d’énergie électrique uniquement;

o altération de sens de l’ACV : l’objectif initiale de la présente ACV est d’étudier la cogénération (c’est à dire une production simultanée d’énergie électrique et d’énergie thermique) et non la production seule d’énergie électrique (l’énergie thermique devenant un sous produit de l’énergie électrique) ;

o allocation arbitraire: cette méthode repose sur une règle d’affectation des impacts des plus arbitraires. En effet, il s’agit d’imputer à la chaleur les mêmes impacts que ceux d’une chaudière classique pour la production de cette même quantité de chaleur (ce qui conduirait à avantager fortement l’énergie électrique si la chaudière de référence a des mauvaises caractéristiques ou à la pénaliser fortement si les caractéristiques de la chaudière sont bonnes).

Cette possibilité a été éliminée puisque l’objectif est de comparer les solutions énergétiques de cogénération qui par définition produit séparément des deux formes d’énergies : l’énergie électrique et thermique. additionner les différentes énergies comme l’étude [FIRICA, 1999] : elle propose de prendre

comme unité de produit la somme des énergies thermique et électrique fournies (100 kWh en tout par exemple), ce qui permet de se rapporter facilement à une unité commune pour les différentes technologies. Cette méthode pose cependant différents problèmes :

o le contenu énergétique et les émissions d’un kWh thermique et d’un kWh électrique sont considérés comme équivalents, or nous savons bien que ce n’est pas le cas (au vue des rendements observés : 30-55 % pour la production seulement d’énergie électrique et 80-85% pour la production d’énergie thermique dans une chaudière) ;

o les énergies thermique et électrique ne rendant pas le même service, il est difficile de définir une seule et même unité de fonction.

Au regard des exigences méthodologiques de l’ACV, cette méthode ne nous semble pas être assez rigoureuse pour être recevable. utiliser des règles d’affectation. Il s’agit de repartir la charge environnementale sur les

différents produits (électricité et chaleur dans ce cas). On peut alors ramener la charge environnementale relative à un kWh thermique et à un kWh électrique ce qui facilite la constitution de l’unité fonctionnelle. Il y aurait en fait deux possibilités :

o la méthode classique consiste à repartir la charge environnementale au prorata des kWh thermiques et électriques produits. Dans ce cas, le kWh thermique et le kWh électrique sont mis sur le même plan d’un point de vue environnemental, ce qui nous ramène aux mêmes problèmes qu’avec la méthode précédente ;

o appliquer une pondération a chacune des 2 énergies (par exemple, considérer qu’un kWh électrique est deux fois plus polluant qu’un kWh thermique). Mais comment


58

déterminer le facteur de pondération ? On peut se baser sur les rendements respectifs mais la méthode reste fragile ;

Mais, comme on l’a déjà expliqué, la définition des règles d’allocation ne fait pas l’unanimité actuellement. « fixer » une des 2 énergies et ajuster la production de l’autre énergie avec l’énergie d’appoint.

Deux possibilités se présentent alors :

o fixer la production d’énergie thermique et ajuster la production d’énergie électrique avec des kWh produits en conformité avec l’indice de structure du producteur. La quantité d’énergie thermique sera fixée d’une façon à ne pas dépasser les demandes du consommateur ;

o fixer la production d’énergie électrique et ajuster la production d’énergie thermique en fonction de l’indice de structure.

Pour couvrir la demande du consommateur, il faudra compléter les deux énergies (dans les deux cas) avec de l’énergie électrique produite séparément dans une centrale thermoélectrique en condensation et de l’énergie thermique dans une chaudière.

Il reste à fixer la proportion d’énergie thermique (Q) et électrique (E) dans l’unité de produit. Pour déterminer le ratio E/Q de l’UF, on peut prendre comme référence :

o les caractéristiques techniques des machines (indice de structure nominal pour chaque solution énergétique) : c’est une méthode intéressante dans le cas où l’on effectue l’ACV des différentes filières de cogénération ;

o les besoins énergétique réels du site: on cale alors les productions électriques et thermiques de l’UF sur les besoins énergétiques du site (la cogénération est dimensionné en fonction de la puissance électrique nécessaire au fonctionnement du site). Cette méthode est utilisable surtout si on étudie un cas réel. Elle exige de bien connaître les besoins énergétiques du site et est plus facilement applicable si ces besoins ne fluctuent pas trop en fonction du temps (on a choisi le secteur résidentiel et tertiaire). Cette méthode à l’avantage de s’efforcer au mieux à remplir l’unité de fonction (ce qui va dans le sens de l’objectif de l’ACV, à savoir de s’appliquer a des cas concrets).

L’unité fonctionnelle doit avoir un caractère objectif et ne doit favoriser aucune solution. L’unité fonctionnelle établie pour cette étude est : l’alimentation annuelle en énergie électrique et thermique d’un site peuplé de 100 000 habitants. Cette unité fonctionnelle peut être extrapolée à d’autres sites pour des consommations différentes d’énergies électriques et thermiques. Les scénarios proposés seront comparés sur les émissions cumulées sur une période d’un an.

On a décidé d’appliquer cette dernière méthode pour fixer l’unité fonctionnelle pour pouvoir analyser les solutions énergétiques. L’établissement de la meilleure solution énergétique dans des diverses situations (unité fonctionnelle différente) a nécessité la construction d’un programme.

Les consommateurs résidentiels d’énergie électrique et thermique sont partagés en deux catégories différentes, en fonction du type d’habitat :

• Appartement ;

• Maison.

Dans le tableau 4.4., on présente l’évolution de l’indice de structure pour divers secteurs économiques en Roumanie.


59

Tableau 4.4. L’évolution de l’indice de structure annuel moyen pour divers secteurs économiques [ATHANASOVICI, 1998]

Année Secteurs économiques 1985 1990 1995 Industrie 0,435 0,433 0,535

Agriculture 0,524 0,563 0,722 Constructions 0,65 0,822 1,456

Transports et télécommunications 2,751 3,15 2,792 Résidentiel et tertiaire 0,225 0,181 0,249

Indice moyen de l’économie 0,427 0,41 0,51

La demande énergétique du secteur résidentiel représente la consommation d’énergie thermique et électrique de la population tandis que celle du secteur tertiaire représente la consommation d’énergie thermique et électrique des hôpitaux, écoles, hôtels, musées, transport public, éclairage urbain, etc. L’établissement des quantités d’énergie électrique et thermique demandée par chaque secteur a nécessité la construction des courbes de consommation d’énergie électrique et thermique en fonction du temps. A partir de ces courbes, on déterminera l’indice de structure. L’indice de structure moyen est calculé avec la relation suivante:

QEy st

med = , (4.3.)

E – énergie électrique demandée par le consommateur;

Q – énergie thermique demandée par le consommateur.

Les maximums et les minimums de consommation d’énergie électrique ne coïncident pas avec les maximums et les minimums de consommation d’énergie thermique. En conséquence, l’indice de structure varie d’un indice de structure minimum ( stymin ) à un indice de structure maximum ( stymax ). Ces indices ont été déterminés avec les relations suivantes :

min

maxmax q

Py st = , (4.4.)

max

minmin q

Py st = , (4.5.)

Pmax – puissance électrique maximale nécessaire pour répondre au besoin du consommateur ;

Pmin – puissance électrique minimale nécessaire pour répondre au besoin du consommateur ;

qmax – puissance thermique maximale nécessaire pour répondre au besoin du consommateur ;

qmin – puissance thermique minimale nécessaire pour répondre au besoin du consommateur.

Dans le cadre de l’analyse de sensibilité, on a analysé et on a déterminé les émissions pour différentes valeurs de l’indice de structure ];[ maxmin

ststst yyy ∈ .

Selon les données d’ANRE (Autorité Nationale des Réglementations dans le domaine de l’énergie – 2001), les consommations moyennes d’énergie électrique et thermique pour une personne et pour une période d’un an sont, en Roumanie, de :

anpersMWhEanpersMWhQ

elpan

thpan

//065,1

//225,4

_

_

=

=


60

252,0225,4065,1

_

_ ===pan

panstmed Q

Ey

Par rapport aux pays de l’Union Européenne, l’indice de structure moyen en Roumanie est sensiblement inférieur principalement à cause d’une plus faible quantité d’électricité consommée.

4.3.1. Indices caractéristiques de la cogénération

Les indices qui caractérisent d’un point de vue énergétique les installations de cogénérations sont :

a) l’indice de cogénération de référence ( )0y est défini comme le rapport entre la production d’énergie électrique (Ecog) et la production d’énergie thermique (Qcog) :

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

th

el

cog

cog

kWhkWh

QE

y ,0 (4.6.)

Cet indice représente une caractéristique thermodynamique des installations de cogénération et dépend des rendements de la production de l’énergie électrique.

Pour les cycles avec turbines à vapeur :

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅⋅

−−

=th

elgm

ct

tTV

kWhkWh

hhhh

y ,00 ηη (4.7.)

où :

h0 – enthalpie des vapeurs à l’entrée de la turbine ; elle est déterminée en fonction des

paramètres initiaux tels que la pression p0 en bar et la température t0 en °C, en ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛kgkJ ;

ht – enthalpie des vapeurs destinées à l’alimentation d’un consommateur ; l’énergie thermique

est caractérisé par la pression pt en bar et la température t0 en °C, en ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛kgkJ ;

hc – enthalpie de condensation de la vapeur livrée au consommateur de chaleur, à la pression pt

en bar, en ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛kgkJ .

mη – le rendement mécanique de la turbine à vapeur ;

gη – le rendement du générateur électrique.

Le tableau 4.5. présente les valeurs de l’indice TVy0 en fonction de (p0, t0) et (pt).

Tableau 4.5. Les valeurs de l’indice de cogénération de référence pour les cycles en turbines à vapeurs par consommateur [DUMITRESCU, 1995]

Les paramètres initiaux de la vapeur

p0 (bar) t0 (°C)

Intervalle de pression Chez le consommateur, pt

(bar)

L’indice de cogénération de référence (y0)

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

th

el

kWhkWh

35 435 [0,5 ; 2,5] [0,22 ; 0,32] 90 535 [0,5 ; 2,5] [0,07 ; 0,21]

130 550 [0,5 ; 2,5] [0,38 ; 0,51]


61

Dans le tableau ci-dessus, on constate, dans le cas de la turbine à vapeur, que plus les paramètres initiaux de la vapeur sont petits plus la partie d’énergie électrique produite diminue.

Pour les cycles avec turbines à gaz :

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

⋅−

=th

el

gmteTG

TG

kWhkWh

y ,11

10

ηηη

(4.8.)

avec :

eTGη – rendement de la production d’énergie électrique dans une turbine à gaz ;

mtη – rendement mécanique total de l’ensemble de l’ITG qui tient compte des pertes mécaniques de la turbine à gaz et du compresseur ;

gη – le rendement de générateur électrique.

Pour une température d’entrée des gaz de combustion dans la turbine Ct g 10000 ≥ , le taux de compression [ ]18;6=cε , et le rendement du générateur électrique [ ]97,0;95,0=gη , la relation 4.8. devient:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

−=

th

el

eTG

TG

kWhkWh

y ,06,11

10

η

(4.9.)

Les valeurs de l’indice de cogénération ( )TGy0 dépendent du taux de compression, de la température d’entrée des gaz dans la turbine à gaz et du rendement électrique de la turbine à gaz eTGη . Les valeurs de l’indice de cogénération pour la turbine à gaz en fonction de ces paramètres sont présentées dans le tableau 4.6.

Tableau 4.6. valeurs de l’indice de cogénération de référence pour les cycles des turbines à gaz [DUMITRESCU, 1995]

Puissance nominale de la TG

( )en

TG MWP

Le taux de compression

( )cε

La température

( )Ct g 0 ( )%TGη

L’indice de cogénération

de référence ( )TGy0

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

th

el

kWhkWh

<1 [4 ; 10] [800 ; 1 000] [12 ; 18] [0,14 ; 0,22] [1 ; 10) [4 ; 14] [800; 1 200] [18 ; 34] [0,22 ; 0,53]

[10 ; 50) [8 ; 30] [900 ; 1 400] [26 ; 38] [0,36 ; 0,7] ≥ 50 [10 ; 30] [1 000 ; 1 400] [30 ; 38] [0,44 ; 0,7]

Pour les cycles avec moteurs à gaz :

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

−=

th

el

eMT

MT

kWhkWh

y ,1935,0

10

η

(4.10.)

avec :

eMTη – représente le rendement de la production d’énergie électrique dans le moteur thermique.


62

Le tableau 4.7. présente les valeurs de MTy0 en fonction de la vitesse de rotation, avec une

puissance nominale ( )nMTP et un rendement eMTη .

Tableau 4.7. valeurs de l’indice de cogénération de référence pour les cycles des moteurs thermiques [DUMITRESCU, 1995]

Type de moteur

thermique

Vitesse de rotation

(tour/min)

Puissance nominale

( )en

MT MWP ( )%eMTη

Indice de cogénération de référence

( MTy0 )

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

th

el

kWhkWh

lent [80 ; 300] < 30 [45 ; 50] [0,93 ; 1,15] semi-vite [400 ; 500] [4 ; 6] [41 ; 45] [0,78 ; 0,93]

vite [800 ; 1 000] < 3 [35 ; 41] [0,60 ; 0,78]

b) Facteur de récupération de l’énergie thermique ( )rx produite par l’installation de cogénération. Il représente la partie de chaleur effective livrée au consommateur ( )cogefQ _ , par rapport à la quantité totale d’énergie thermique produite ( )cogQ :

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

t

t

cog

cogefr kWh

kWhQ

Qx ,_ (4.11.)

En conformité avec le facteur de récupération de l’énergie thermique, on distingue deux catégories de cycles thermodynamiques:

• les cycles thermodynamiques fermés (cycles avec de la vapeur) ; ils sont caractérisées par un facteur de récupération intégrale de l’énergie thermique disponible, où 1=rx ;

• des cycles thermodynamiques ouverts (cycles avec turbines ou moteurs à gaz) ; ils sont caractérisées par un facteur de récupération partielle de l’énergie thermique disponible, où 1<rx .

c) Indice de cogénération « réalisé » ( )y de l’installation de cogénération ; il est défini par les relations suivantes en fonction du cycle thermodynamique :

• pour les cycles thermodynamiques fermés : 0yy f = ;

• pour les cycles thermodynamiques ouverts : r

o

xyy 0=

Les diverses solutions énergétiques de cogénération ont été comparées en utilisant le premier indice de cogénération 0y , qui permet de caractériser d’un point de vue thermodynamique les cycles de cogénération. Le deuxième indice de cogénération n’a pas été utilisée dans cette étude car il conduit à la fausse conclusion que, dans un cycle de cogénération, on récupère de moins en moins d’énergie thermique, c’est à dire que rx diminue alors que la valeur de l’indice de cogénération augmente ( )oy . Cette conclusion contredit l’effet négatif de la diminution du facteur de récupération de l’énergie thermique sur la valeur du rendement global du cycle de cogénération et sur son efficience énergétique globale.


63

Les solutions énergétiques doivent être choisies en fonction des énergies électrique et thermique demandées par le consommateur. Si on considère que l’énergie thermique peut être produite dans l’unité de cogénération (qT) ou dans une chaudière d’eau chaude (qv) alors on pourra écrire:

vT qqq += , (4.12.)

Pour une solution énergétique définie, l’énergie électrique a été produite dans les installations de cogénération en fonction de l’énergie thermique produite (PT) et dans des unités séparées (turbine à vapeur) avec de prise réglable (Pe). En conséquence, on peut écrire :

eT PPP +=

On définit les paramètres suivants :

• le coefficient de cogénération q

qT=α ;

• le taux de cogénération PP

x TT = ;

• l’indice de structureqPy = .

Comme :

qq

qq

PPPP

T

T

T

T ×××= , (4.13.)

on obtient :

qq

qP

PP

qP T

T

T

T

××= ou encore α××= TT

yx

y 1 , (4.14.)

Dans la relation ci-dessus, l’indice de structure du consommateur et l’indice de structure du producteur sont connus, on a donc une équation à deux inconnus αetxT .

Le rendement global ( )gη pour une installation énergétique est défini avec la relation :

c

vT

tcgm

T

cgm

TT

qpg

qqx

yxQQqP

ηηηηηηηη

αη

++

×××

−+××

×+=

++=

11111

111

Avec ;

Qp, Qq – quantités de combustibles nécessaires pour satisfaire l’unité fonctionnelle.

On observe que le rendement global est maximal si 1=Tx . Si Tx est connu alors la seule inconnue est le coefficient de cogénérationα .

TT

T yyy

xy =⇒××= αα1 , (4.16.)

Pour 1>α , on fixe 1=α et il ressort que 1<=y

yx T

T .

(4.15.)


64

4.3.2. Quantification de l’unité fonctionnelle

Pour déterminer les quantités de combustibles nécessaires pour couvrir les besoins d’énergie électrique et thermique du consommateur, les paramètres utilisés sont :

• la consommation annuelle d’énergie thermique par habitant :

[ ]than MWhQ

• la consommation annuelle d’énergie électrique par habitant :

[ ]elan MWhE ;

• l’indice de structure moyen par consommateur:

an

anstmed Q

Ey = (4.17)

• l’indice de structure minimal et maximal par consommateur :

min

maxmax q

Py st = ; (4.18)

max

minmin q

Py st = ; (4.19)

• la quantité d’énergie thermique produite par la solution de cogénération:

[ ]thbaza MWhQ ;

• l’indice de structure pour chaque solution énergétique proposée cy ;

• la quantité d’énergie électrique produite en base par la solution de cogénération:

[ ]elbazacbaza MWhQyE ×= ; (4.20)

• la quantité d’énergie thermique produite séparément :

[ ]thbazaanvsb MWhQQQ −=, ; (4.21)

• la quantité d’énergie électrique produite séparément :

[ ]elbaza

anvsb TWhEEE1000, −= ; (4.22)

• la quantité d’énergie primaire utilisée par la solution de cogénération:

[ ]MWhQE

MQsolgl

bazabazabaza

_η+

= ; (4.23)

solgl _η - représente le rendement global de l’installation de cogénération ;

• la quantité d’énergie primaire utilisée pour la production séparée d’énergie électrique et thermique :

[ ]MWhE

MQse

vsbelvsb

,

,3

,

10η×

= ; (4.24)


65

[ ]MWhQ

MQsc

vsbcvsb

,

,, η

= ; (4.25)

Avec :

scse ,, ;ηη - les rendements globaux des unités pour la production séparée d’énergie électrique et thermique ;

• la quantité totale d’énergie primaire utilisée pour la production d’énergie électrique et thermique demandée par le consommateur

[ ]MWhMQMQMQMQ cvsb

elvsbbaza ,, ++= ; (4.26)

• la quantité totale de combustible utilisée pour la production d’énergie électrique et thermique demandée par le consommateur :

[ ]kgHMQB i

isolution ××= 6106,3 ; (4.27)

Avec : i

iH - le pouvoir calorifique inférieur [kJ/kg].

On a déterminé, pour chaque solution énergétique, la quantité de combustible nécessaire pour accomplir les demandes de consommateur en utilisant les relations présentées ci-dessus.

4.3.3. Détermination de la quantité de gaz naturel nécessaire au fonctionnement des solutions énergétiques

Dans ce sous-chapitre on a déterminé le besoin de gaz naturel pour chaque solution énergétique établi au chapitre § 4.2. Il s’agit de la quantité de gaz naturel nécessaire pour produire la quantité d’énergie électrique et thermique demandée par le consommateur pour satisfaire l’unité fonctionnelle.

Le besoin de gaz naturel a été déterminé pour deux situations :

o les unités de cogénération ont été dimensionnées « thermique » ;

o les unités de cogénération ont été dimensionnées « électrique ».

Pour le dimensionnement thermique des unités de cogénérations, on a supposé qu’on a produit en base une quantité annuelle de 100 000 MWhth et que la quantité d’énergie électrique résulte de l’indice de cogénération du producteur (yc) pour chaque solution énergétique. Pour le dimensionnement électrique des unités de cogénération, on a supposé qu’on a produit en base 50 000 MWhel et pour chaque solution on a produit une quantité d’énergie thermique déterminée à partir de l’indice de cogénération du producteur. Les valeurs de 100 000 MWhth et de 50 000 MWhel ont été choisies, arbitrairement, pour comparer les solutions énergétiques. Cependant, dans l’analyse de sensibilité qui suivra, on a étudié l’influence de la modification du dimensionnement thermique ou électrique sur le choix de la meilleure solution énergétique.

Dans cette thèse, on a considéré qu’en Roumanie la consommation moyenne annuelle de chaleur et d’électricité pour une personne est de :

anpersMWhQ thpan //225,4_ =

anpersMWhE elpan //065,1_ =


66

L’indice de structure moyen pour une période d’un an et pour le consommateur a été déterminé avec la relation :

252,0225,4065,1

_

_ ===pan

panstmed Q

Ey

Cette valeur d’indice de structure est plus petite que celle de l’Union Européenne (0,4). Pour une période d’un an, l’indice de structure varie à partir d’un indice de structure minimal à un indice de structure maximal à cause d’une superposition de courbes classées pour les demandes annuelles de l’énergie électrique et thermique. Les valeurs maximale et minimale de l’indice de structure du consommateur sont de :

1,011,0

115,015,0

max

minmin

min

maxmax

===

===

qPy

qPy

st

st

Bien que, dans ce cas, l’indice de structure de consommateur varie entre 0,1 et 1, l’analyse de sensibilité a pris en considération une variation entre 0,1 et 0,4. Le choix de la limite maximale est justifié car la valeur maximale de l’indice de structure, en Roumanie, ne peut pas dépassée la valeur de l’Union européenne (du moins pour une analyse sur le court terme). Le besoin de combustible nécessaire pour chaque solution pour couvrir la demande du consommateur a été déterminé pour l’indice de structure minimal, moyen et maximal.

La valeur maximale de l’indice de structure pour le secteur résidentiel – tertiaire (celui pris en compte dans cette étude) ne dépasse pas 0,25 (Cf. tableau 4.4.).

Les demandes du consommateur ont été déterminées en utilisant les données suivantes :

• la demande annuelle d’énergie thermique par consommateur :

anMWhQan /422500225,4100000 =×= ;

• la demande annuelle d’énergie électrique par consommateur :

anMWhEan /106500065,1100000 =×=

L’unité fonctionnelle ainsi calculée est : (422 500 MWhth + 106 500 MWhel )/an

L’annexe I présente le besoin de combustible pour chaque solution énergétique pour l’indice moyen de structure et les deux dimensionnements : thermique et électrique.

Le besoin du gaz naturel peut être déterminé pour d’autres valeurs d’indice de structure du consommateur (dans l’intervalle défini) et du dimensionnement thermique ou électrique. Dans ce sens, on a construit un programme qui permet d’analyser plusieurs situations en fonction des paramètres antérieurement définies.


67

5. EVALUATION ENVIRONNEMENTALE PAR L’ACV

5.1. La méthode d’ACV QU'EST CE QUE L'ACV ?

Dans ce sous-chapitre on présente la définition de l’ACV selon la norme et les intérêts de l’approche du cycle de vie. Ensuite, on compare l’ACV avec d’autres outils de management environnemental pour mieux faire comprendre l’ACV.

5.1.1. Définition et Intérêts de l’Analyse du Cycle de Vie (ACV)

L’analyse du cycle de vie est un outil, qui à partir de bilans matière-énergie, évalue les impacts environnementaux potentiels associés à un produit tout au long de sa vie (c’est-à-dire du berceau à la tombe), de l’extraction des matières premières à sa production, son utilisation et à sa destruction [ISO14040, 1997].

Si l’ACV a tout d’abord été consacrée à l’étude de produits, son utilisation a depuis été étendue à l’évaluation des procédés ou des services. Aussi, le terme de « système de produit » sera-t-il employé pour désigner l’objet auquel se rapporte l’ACV (produit, procédé ou service).

Les aspects environnementaux sont les éléments d’intervention entre le système étudié et l’environnement, à savoir les entrants et les sortants d’un système, tant d’un point de vue matière qu’énergie. Les grandes catégories d’impacts environnementaux qu’il convient de considérer comportent l’utilisation des ressources, la santé humaine et les conséquences écologiques.

D’une manière générale, le cycle de vie d’un produit peut être schématisé comme suit la figure 5.1.

Le cycle de vie comprend l’extraction des matières premières nécessaires à la fabrication du produit, sa fabrication proprement dite, son utilisation, puis son traitement après usage incluant le recyclage et/ou la valorisation, et l’enfouissement des déchets ultimes. Le recyclage et/ou la valorisation peuvent avoir lieu au sein du même cycle de vie (boucle fermée) ou au sein d’un autre cycle de vie (boucle ouverte).

L’ACV, basée sur l’analyse "du berceau à la tombe", constitue une approche holistique des problèmes environnementaux [GUINEE, 2001]. Se voulant un système d’explication globale, le principal intérêt de cette approche est qu’elle relie autour d’un système tous les impacts environnementaux des processus élémentaires impliqués. L’ACV se présente donc comme un outil efficace du management environnemental pour une maîtrise et une réduction globale des impacts environnementaux.

Un autre intérêt de l’ACV réside dans le fait qu’elle permet d’identifier les transferts de pollution. En effet, une approche parcellaire des problèmes d’environnement, qui ne s’intéresserait

Extraction de ressources et traitement au lieu d’extraction

Fabrication / Utilisation

Traitement des résidus

Enfouissement des déchets ultimes

Recyclage / Valorisation

autre cycle de vie

Fig. 5.1. Cycle de vie d’un produit.


68

qu’a l’élimination d’un déchet ou à l’amélioration d’un procédé, peut aboutir à réduire les impacts environnementaux considérés, mais parfois au prix de simple transfert de pollutions. Les transferts de pollution peuvent se traduire de trois façons [CHEVALIER, 1999] :

• Déplacement de la pollution d’un milieu physique à un autre : lors d’un lavage humide des fumées, les polluants passent des fumées vers l’eau de lavage et génèrent des effluents liquides qu’il faut traiter ;

• Substitution d’une pollution par une autre : le cycle de vie de la voiture électrique induit un transfert de pollution : lors de sa circulation, elle ne pollue pas l’air ; par contre la production d’électricité génère ailleurs des polluants atmosphériques ;

• Pollution différée ou/et dispersée : une centrale nucléaire est relativement propre mais, lors de son démantèlement, elle pose de lourds problèmes environnementaux. La stabilisation d’un déchet diffère et/ou ralentit la diffusion de son potentiel polluant mais elle ne la stoppe pas toujours)

La plupart des autres outils d’analyse environnementale ne prennent pas en compte les transferts de pollution. Seule l’analyse du cycle de vie peut permettre d’identifier, de quantifier et de caractériser l’ensemble des impacts environnementaux associés à un produit en prenant en compte des transferts de pollutions.

Après cette brève présentation, nous détaillerons dans le prochain paragraphe les différences qui existent entre l’ACV et les autres outils d’analyse environnementale.

5.1.2. ACV et les autres outils d’analyse environnementale

Outre l’ACV, il existe un éventail d’outils pour le management de l’environnement : étude d’impact, étude de risque, étude déchet, audit environnemental, évaluation de la performance environnementale. Chacun possédant un champ d’application et des caractéristiques propres. Par exemple, l’étude déchets se limite à un type de substance, l’évaluation environnementale concerne tout type d’entreprise, l’ACV un produit particulier, etc.

Les caractéristiques des différents outils d’évaluation environnementale sont représentées ci-dessous. Une comparaison plus détaillée de ces outils est disponible dans [ECOBILAN, 1994; LABOUZE, 1996].

Etude d’impact : évaluation de l’ensemble des impacts potentiels sur l’environnement et sur la vie quotidienne des habitants, dans un contexte local donné, qui est entraîné par la construction et la mise en activité d’une installation industrielle, d’une infrastructure sociale, d’un grand immeuble...

Etude de risque : évaluation des risques d’accident associés à l’exploitation d’un site industriel et élaboration d’un plan d’intervention en cas d’accident.

Etude déchet : description des filières existantes de production, gestion et élimination de déchets au sein d’un site industriel et étude technico-économique des solutions possibles pour l’élimination des déchets.

Audit environnemental (AE) [ISO14010, 1996] : évaluation de l’efficacité des actions environnementales engagées par une organisation (politique environnementale, programmes et systèmes de gestion des problèmes environnementaux) et élaboration de nouvelles actions.

Evaluation de la performance environnementale (EPE) [ISO 14031, 1999] : identification des aspects environnementaux des activités d’une organisation, détermination des aspects significatifs et des critères de performance environnementale, et évaluation de la performance par rapport aux critères définis.

L’AE et l’EPE permettent à différentes organisations d’évaluer l’état de ses performances environnementales et d’identifier les points à améliorer. Plus spécifiquement, l’EPE est un processus


69

continu de la collecte et de l’évaluation des données et des informations. Elle fournit une évaluation de la performance environnementale à un instant, mais aussi la tendance de la performance au cours du temps. En revanche, l’AE est effectuée ponctuellement pour vérifier la conformité à des exigences pré-définies. En bref, l’EPE est un outil de « veille environnementale » à usage interne, alors que l’AE est un outil de contrôle.

Par rapport aux autres outils du management environnemental, l’ACV se distingue, comme le montre le tableau 5.1, d’une part au niveau du champ de l’étude qui n’inclut pas de limites géographiques ni temporelles (caractère global), et d’autre part au niveau de l’objet étudié, produit ou procédé.

Tableau 5.1. Comparaison des outils analyses environnementale, inspiré de [DENNISON, 2000]

Outil Objet évalué Processus concernés Echelle géographique Echelle temporelle

ACV produit/procédé chaîne complète locale/ régionale /globale illimitée

Etude d’impact installations élément locale spécifique

Etude de risque usine élément locale spécifique

Etude déchet déchet élément /chaîne partielle locale définie par le praticien

AE et EPE organisation élément /chaîne partielle locale/ régionale /globale définie par le praticien 5.1.3. Méthodologie de l’ACV

Dans ce sous-chapitre, le cadre normatif de la méthodologie de l’ACV sera tout d’abord présenté, puis chacune des étapes de la méthode sera détaillée.

5.1.3.1. Cadre normatif de l’ACV Le cadre méthodologique de l’ACV a été normalisé entre 1997 et 2000 par la série de normes ISO 14040 « Management environnemental - Analyse de cycle de vie » qui sont les suivantes :

• norme EN ISO 14040 - Principes et cadres (juin 1997) ;

• norme EN ISO 14041 - Définition de l’objectif et du champ de l’étude et analyse de l’inventaire (octobre 1998) ;

• norme EN ISO 14042 - Evaluation de l’impact du cycle de vie (mars 2000) ;

• norme EN ISO 14043 - Interprétation (mars 2000).

Le schéma récapitulatif des quatre étapes de l’ACV est représenté dans la figure 5.2.

1) Définition de l’objectif et du champ de l’étude

2) Analyse de l’inventaireBilans matière – énergie du system de produit

3) Evaluation de l’impact : modélisation des flux de l’inventaire en impacts environnementaux

4) Interprétation :

Conclusions, recommandations

identification / vérification des résultats et des méthodes

Applications

Fig. 5.2. Schéma général de l’Analyse de Cycle de Vie (inspiré d’un schéma de la norme ISO 14042).


70

Les étapes de définition de l’objectif et du champ de l’étude et d’interprétation forment le cadre de l’ACV, tandis que les phases d’analyse de l’inventaire et d’évaluation de l’impact fournissent les informations relatives au système étudié.

De plus, PISO fournit, dans le but de faciliter l’utilisation et l’application des normes relatives à l’ACV, les textes suivants:

• ISO/WD TR 14047 - Exemples d’application de l’ISO 14042 (en développement) ;

• ISO/TS 14048 - Format de documentation de données (2002) ;

• ISO/TR 14049 - Exemples d’application de l’ISO 14041 relative à la définition de l’objectif et du champ d’étude et analyse de l’inventaire (2000).

5.1.3.2. Etat de l’art de l’ACV Au cours des paragraphes suivants, nous allons reprendre brièvement les quatre phases de la méthode ACV en présentant à chaque fois ce que préconise la norme et ce que font généralement les praticiens.

A. Définition des objectifs et du champ de l’étude La phase initiale de l’ACV est d’une importance cruciale car elle assure la valeur et la validité du résultat d’une ACV.

La définition des objectifs de l’étude indique la problématique, l’application envisagée et les destinataires de l’étude.

Le champ de l’étude décrit les frontières du système ainsi que les catégories de données à étudier et les hypothèses retenues au cours de l’étude. Les principaux éléments, spécifiés par la norme, sont :

• l’unité fonctionnelle ;

• les frontières initiales du système étudié (règles de coupure, domaine de validité spatio-temporelle...) ;

• les catégories de données ;

• les exigences portant sur la qualité des données ;

• les hypothèses ;

• les limites ;

• la revue critique.

Par ailleurs, l’ACV étant itérative, le champ de l’étude peut être modifié suite à l’acquisition d’informations supplémentaires (obstacles à l’étude, nouvelles données disponibles, nouveaux acteurs impliqués).

Les systèmes étudiés sont analysés et comparés sur la base de l’unité fonctionnelle (UF), cette dernière permettant d’assurer la validité de la comparaison de systèmes différents. Une UF appropriée, conformément à l’objectif et au champ de l’étude, est construite à partir de l’évaluation des fonctions remplies par le(s) système(s). L’UF permet pour chaque système de mesurer une quantité de produit de référence, appelée flux de référence, qui remplit la fonction considérée ou qui est produit par la fonction. A partir de ce flux de référence, tous les flux des processus élémentaires de chaque système sont normalisés.

Par exemple, en considérant l’emballage de la bière, cette fonction peut être remplie par une bouteille en verre ou par une canette en aluminium. Si l’unité fonctionnelle est exprimée sur la base


71

d’un volume de bière contenu (33 cl), les flux de référence pour les deux systèmes peuvent être choisis en terme de masse de matériaux d’emballage requise pour remplir la fonction.

Enfin, il faut qu’il y ait une adéquation entre l’UF et la finalité de l’étude.

La définition des frontières initiales du système consiste à identifier les processus élémentaires qui seront inclus dans l’étude du système.

La norme préconise que le système soit modélisé de telle sorte que tous les intrants et sortants de l’inventaire soient des flux élémentaires, c’est-à-dire des flux qui proviennent du milieu naturel ou qui sont rejetés dans le milieu naturel. Pratiquement, cela reste toujours impossible (manque de temps, de moyens, d’informations,...). Il faut alors choisir le niveau de détail auquel on veut parvenir, en sachant que l’élargissement des frontières est souvent coûteux en ressources et ne donne pas toujours accès à des renseignements significatifs. On doit aussi décider du type d’entrants et de sortants que l’on veut évaluer.

La sélection des processus élémentaires à faire figurer dans le cycle de vie d’un système est une procédure itérative. En effet, alors qu’un premier choix a été fait, la collecte de nouvelles informations peut conduire le praticien à modifier ce choix. Une étude de sensibilité peut être proposée pour montrer l’influence des choix faits sur les résultats de l’étude.

La norme propose plusieurs règles de décision pour la détermination des flux et des processus élémentaires significatifs. Les critères de décision généralement retenus sont la masse, l’énergie ou la pertinence environnementale (c’est-à-dire l’importance relative de l’impact environnemental du flux).

L’évaluation de la qualité des données est nécessaire pour assurer la crédibilité des résultats de l’étude. La qualité des données porte non seulement sur les données elles-mêmes, tant d’un point de vue qualitatif que quantitatif, mais également sur les méthodes utilisées pour collecter et intégrer ces données.

La norme recommande en premier lieu d’évaluer la qualité des données sur la base de paramètres temporels, géographiques et techniques, puis elle présente la précision, la complétude, la représentativité, la cohérence et la reproductibilité des données comme des indications supplémentaires.

La revue critique conduit à la rédaction d’un rapport précis sur la validité de l’étude. Elle doit porter principalement sur les résultats de l’étude et les choix méthodologiques entrepris. Elle n’est obligatoire que si l’ACV compare plusieurs systèmes de produits et si l’étude doit être rendue publique. Enfin, cette revue critique doit être réalisée par des personnes extérieures à l’organisme commanditaire et à l’organisme qui a mené l’ACV.

B. Analyse de l’inventaire L’inventaire est un bilan matière-énergie du système de produit sur tout son cycle de vie tel qu’il a été défini lors de la définition du champ de l’étude. Après la définition des objectifs et du champ de l’étude, l’analyse de l’inventaire du cycle de vie porte sur les modes de calcul et de collecte des données. Selon la norme [ISO14041, 1998], les étapes opérationnelles comprennent :

• la préparation de la collecte des données, avec notamment la mise en place d’un format de données ;

• la collecte des données proprement dite (mesure, calcul, estimation, bibliographie) ;

• la validation des données ;

• l’établissement du bilan relatif à chaque processus élémentaire sur la base de l’unité de référence et des règles d’imputation ;


72

• l’agrégation des bilans de chaque processus élémentaire sur le système de produit.

Les détails de ces étapes sont les suivants :

• Préparation pour la collecte des données : les étapes de la préparation comprennent :

o la préparation de diagrammes des flux de processus ;

o la description détaillée de chaque processus élémentaire et la liste des catégories de données associées à chacun d’entre eux (sous forme d’un format de données) ;

o la description des techniques de collecte des données et des techniques de calcul pour chaque catégorie de données.

• Collecte des données : les données sont obtenues par mesure directe, calcul, estimation ou par recherche bibliographique, conformément aux exigences de qualité des données. Dans tous les cas, il convient de décrire exhaustivement les procédures employées et de justifier leur utilisation.

• Validation des données : Une vérification de la validité des données est effectuée pendant le processus de collecte des données brutes. La validation peut impliquer d’établir, par exemple, les bilans massiques, les bilans énergétiques et/ou une analyse comparative des facteurs d’émission (rapport des émissions de polluants aux substances de référence). A ce niveau, toute anomalie dans les données est corrigée conformément aux exigences relatives à la qualité des données.

• Mise en rapport des données avec le processus élémentaire à l’aide de l’unité de référence : Un flux de référence approprié est déterminé pour chaque processus élémentaire par rapport à l’unité fonctionnelle prédéfinie pour le système de produit. Tous les flux d’un processus élémentaire sont normalisés par rapport à cette unité de référence. Lorsque des problèmes d’imputation se posent, les règles d’imputation appliquées doivent être clairement exposées.

• Agrégation des données au niveau du système : un bilan matière – énergie du système est établi par agrégation des données d’entrants et de sortants. Les données agrégées concernent des substances équivalentes ou ayant des impacts environnementaux similaires. Les flux intermédiaires, c’est-à-dire entre processus élémentaires, ne sont pas pris en compte, seules les entrants et sortants du système sont considérés. L’agrégation des données est une étape délicate de l’ACV, il faut notamment prêter une attention particulière au niveau d’agrégation, qui ne doit pas compromettre l’objectif de l’étude.

• Affinement des frontières du système par l’analyse de sensibilité: une étude de sensibilité est réalisée afin d’évaluer l’importance des flux sur le résultat final. Les critères d’évaluation sont la contribution (en %) des entrants et des sortants par rapport à :

o la masse, l’énergie ;

o la pertinence environnementale.

Les frontières initiales du système de produit sont révisées en fonction des critères de découpage prédéfinis par :

• l’exclusion de processus élémentaires ou de flux qui sont sans importance,

• l’inclusion de nouveaux processus et flux qui apparaissent significatifs.

Si d’autres données et/ou informations sont nécessaires, on recommence alors la procédure d’inventaire au niveau de la collecte des données. Lorsque ces itérations sont finies, on obtient alors l’inventaire définitif.


73

• Règles d’imputation (ou règles d’allocation) : les problèmes de non-linéarité entre les entrants et les sortants d’un système, les cofonctionnalités et les recyclages sont responsables des problèmes d’imputation. La question posée est : « Lorsqu’un système remplit plusieurs fonctions, comment répartir la charge environnementale totale de ce système entre les différentes fonctions ? ». On distingue deux types d’imputation :

o imputation aux co-fonctions (coproductions, co-traitements),

o imputation aux revalorisations (recyclages en boucle fermée et ouverte, cascades).

Les problèmes d’imputation ont fait l’objet de nombreux travaux et débats [HUPPES, 1994 ; AZAPAGIC, 1999 ; EKVALL, 2001]. En réponse, les normes ISO mettent en place une démarche générale pour résoudre les problèmes d’imputation [ISO 14041, 1998], qui consiste par ordre de préférence à :

• éviter au maximum les imputations par modification des frontières du système, si ce n’est pas possible, rechercher des causalités physiques ;

• en dernier recours, utiliser des règles d’imputation (choisir la plus adaptée au cas d’application).

Elles préconisent ainsi de faire une étude de sensibilité sur les règles d’imputions choisies afin de déterminer leur influence sur le résultat final.

C. Evaluation des impacts Dans le domaine de l’ACV, la phase d’évaluation des impacts consiste à évaluer les résultats de l’inventaire en terme de conséquences sur l’environnement. Elle consiste donc à associer aux résultats de l’inventaire des impacts environnementaux spécifiques, et elle intègre également l’étude des mécanismes de ces impacts. L’évaluation des impacts comprend en général les éléments suivants :

• choix des catégories d’impacts et des indicateurs correspondants ;

• classification : affectation des résultats de l’inventaire aux catégories d’impact retenues ;

• caractérisation : calcul des résultats d’indicateur d’impact ;

• évaluation globale : normalisation des résultats d’indicateurs d’impact, pondération des catégories d’impact et agrégation des résultats d’indicateurs d’impact.

Catégories d’impact et Classification Un flux élémentaire (flux de matière ou énergie provenant du milieu naturel ou rejeté dans le milieu naturel) peut engendrer une succession d’impacts interdépendants sur différentes cibles, par exemple (Cf. figure 5.3.) :

Cette chaîne d’impacts d’un flux élémentaire est appelée « Mécanisme environnemental » et un point de cette chaîne correspond à une catégorie d’impact par exemple « effet de serre ». L’indicateur de catégorie d’impact permet de quantifier une catégorie d’impact, par exemple forçage radiatif de rayonnement infrarouge pour l’effet de serre [ISO14042, 2000].

Emission de CO2 (flux élémentaire)

Effet de serre Changement de climat

Augmentation du niveau de mers

Disparition d’écosystèmes

Fig. 5.3. L’interdépendance entre le flux élémentaire et différentes cibles.


74

La norme ISO et la SETAC donnent quelques éléments de base pour le choix des catégories d’impact et des indicateurs de catégorie [ISO 14042, 2000 ; UDO DE HAES, 1999] :

• le choix des catégories doit refléter un ensemble complet de mécanismes environnementaux en rapport avec le système étudié (complétude) ;

• les indicateurs et les modèles de caractérisation doivent éviter les redondances (indépendance) ;

• le nombre d’indicateurs et de modèles de caractérisation doit être minimisé (pratique) ;

• l’indicateur de catégorie peut être choisi à un point environnemental quelconque du mécanisme environnemental entre le flux élémentaire et l’impact final.

En ce qui concerne le dernier point, deux types d’approche sont possibles : « l’approche point intermédiaire » et « l’approche point final » [BARE, 2000].

L’approche point final ne considère que la dernière catégorie d’impact des mécanismes environnementaux alors que l’approche point intermédiaire prend en compte l’ensemble des catégories d’impacts des mécanismes environnementaux. L’approche point final ne considère que 3 catégories d’impact : la santé, l’état des écosystèmes et la dégradation des ressources naturelles. Cette approche donne une information plus observable et simple aux décideurs avec moins d’indicateurs et facilite l’agrégation des impacts [GOEDKOOP, 1998]. En revanche, elle comporte plus d’incertitude dans la modélisation des indicateurs, sachant que les mécanismes environnementaux sont difficiles à connaître. Par contre, L’approche point intermédiaire permet d’identifier et de quantifier plus facilement les impacts. Elle aboutit à une dizaine d’indicateurs, qui peuvent être ensuite agrégés pour faciliter l’aide à la décision. [GUINEE, 2001].

Actuellement, la dernière approche est couramment utilisée parce que, étant l’approche traditionnelle, elle donne plus d’informations et de paramètres pour la caractérisation des impacts.

La norme ISO se borne à indiquer les principes de détermination des catégories d’impact sans les préciser. En revanche, les catégories, les indicateurs et leurs paramètres que la SETAC et quelques organisations proposent, constituent un guide opérationnel pour l’application de la norme ISO [HEIJUNGS, 1992; SETAC, 1993; LIDFORDS, 1995; GOEDKOOP, 2000 ; GUINEE, 2001].

On présente ici une liste de catégories d’impact sur la base de la liste proposée par la SETAC [UDO DE HAES, 1999] :

Catégories relatives aux entrants :

• Epuisement des ressources non renouvelables

• Epuisement des ressources renouvelables

• Occupation de l’espace

o augmentation de compétition d’espace

o dégénération de la fonction du sol pour les organismes vivants

o diminution de la bio-diversité

Catégories relatives aux sortants :

• Effet de serre

• Destruction de la couche d’ozone stratosphérique

• Toxicité

• Ecotoxicité


75

o écotoxicité terrestre

o écotoxicité aquatique

• Formation de photo-oxydants

• Acidification

• Eutrophisation

o eutrophisation aquatique

o eutrophisation terrestre

• Nuisances : bruit, odeur

• Radiations radioactives

La norme ISO 14042 déclare qu’il faut tenir compte des points suivants lors de l’affectation des résultats de l’inventaire aux catégories d’impacts (classification) : d’abord, affectation des résultats de l’inventaire qui sont spécifiques à une seule catégorie puis, identification des résultats qui se rapportent à plusieurs catégories d’impact, y compris :

• affectation à des mécanismes parallèles, par exemple le SO2 intervient dans la toxicité et l’acidification

• affectation en série, par exemple le NOX interviennent dans la formation d’ozone au niveau du sol et l’acidification.

Caractérisation La norme [ISO 14042, 2000] adopte l’approche d’indicateur de catégorie pour l’évaluation des impacts, conformément aux résultats du travail mené par la SETAC [UDO DE HAES, 1999]. La méthode proposée évalue la contribution d’un résultat de l’inventaire (une masse ou d’énergie) à une catégorie d’impact en multipliant ce résultat par un facteur de caractérisation - ce dernier, établi à partir d’un modèle de caractérisation, permet d’exprimer l’impact du résultat de l’inventaire. Ainsi, les résultats de l’inventaire sont ramenés à l’unité de l’indicateur de catégorie considéré, par exemple kg d’équivalents CO2 pour l’effet de serre.

Un impact est donc évalué selon la formule suivante:

∑=

×=n

iii CFmI

1 (5.1.)

avec I : résultat d’indicateur pour une catégorie d’impact donnée ;

mi : masse de substance i émise par le processus ;

CFi : facteur de caractérisation pour la substance i ;

n : nombre total des substances concernées.

Plus le résultat de l’indicateur est faible, plus le système respecte l’environnement.

Cette approche ne permet pas d’évaluer les impacts réels mais les impacts potentiels, par des équivalences entre polluants relativement à une catégorie d’impact donnée. Par exemple, la contribution au changement de climat est exprimée en équivalent CO2. Cette méthode fonctionne bien pour les impacts globaux et régionaux. Par contre, elle se montre d’un intérêt limité pour les impacts locaux tels que la toxicité ou l’écotoxicité car elle ne prend pas en compte le contexte environnemental local réel.

Toutefois, cette méthode est actuellement la meilleure disponible et la plus utilisée par les praticiens de l’ACV. Dans le tableau 5.2. on a résumé les indicateurs d’impact que le CML (Centre des


76

sciences environnementales, Université de Leiden, Pays-bas) a proposés récemment [GUINEE, 2001] et qu’on a retenu partiellement dans notre analyse de cycle de vie du gaz naturel.

Tableau 5.2. Indicateurs de catégories d'impacts [GUINEE, 2001]

Catégorie d’impact Problématique Facteur de caractérisation Exemple des valeurs de

facteurs

Epuisement des ressources non renouvelables

Consommation excessive des ressources

"Abiotic depletion potential (ADP)" (kg eq. antimoine/kg émis)

houille = 0,00671

Gaz naturel = 0,0187

Pétrole = 0,0201

Utilisation d’espace

Compétition de l’occupation au sol

Aire d’espace et temps d’occupation en m2/an 1 pour tous les cas

Effet de serre Augmentation de la température de l’atmosphère

"Global warming potential (GWP100) " (kg eq. CO2/kg émis) CH4 = 21 CO2 = 1 N2O = 310

Déplétion de la couche d’ozone stratosphérique

Moindre filtration des rayonnements ultraviolets

"Ozone depletion potential (ODP) " (kg eq. CFC11/kg émis)

CFC12 = 0,82 1,1,1 -tri chloroéthane. = 0,11

Acidification Pluies acides et acidification des écosystèmes

"Acidification potential (AP)" (kg eq. SO2/kg émis) NO2 = 0,5 SO2 = 1,2

Pollution photochimique

Impacts sur les voies respiratoires et phytotoxiques

"Photochemical ozone création potential (POCP) " (kg eq. C2H4/kg émis)

CO = 0,027 CH4 = 0,006 (avec une haute concentration de NOx)

Eutrophisation

Surabondance de nutriments engendrant la croissance anormale de certaines espèces

"Eutrophication potential (EP)" (kg eq. phosphate/kg émis) PO4 =1 NH4 =0,35 NO3 = 0,1

Toxicité Dommages à la santé humaine

"Human toxicity potential (HTP)" (kg eq. 1,4-dichloro-benzene/kg émis)

Cd = 1,5.10b HCI = 0,5 (avec horizon de temps infini)

Ecotoxicité - des eaux douces ; - des eaux marines ; - des écosystèmes terrestres

Diminution de la biodiversité

"Freshwater aquatic ecotoxicity potential (FAETP)" "Marin aquatic ETP (MAETP)" "Terrestrial ETP (TETP) " (kg eq. 1,4-dichloro-benzene/kg émis)

FAETP(Cd) = 290 MAETP(Cd) = 1,1.106

TETP(Cd) = 81 FAETP(Hg) = 320 MAETP(Hg) = 1,2.106

TETP(Hg) = 2,8.104 (avec horizon de temps infini)

Pollution thermique Perte de ressources Mesure directe en MJ 1 pour tous les cas

Odeur Nuisance olfactive "Odour threshold value" (1/OTV: m3/kg émis)

Ammoniac = 1,0.10fa Méthanol = 1,37.104

Bruit Nuisance sonore Mesure directe en Pa2/s 1 pour tous les cas

Radiations radioactives Mutation génétique "lionising radiation damage

factor" (an/kBq émis)

Uranium-234 = 9,7.10"8(air), = 2,4.10’9 (eaux douces), = 2,3.10’11 (eaux marines)

Normalisation et Agrégation des impacts L’objectif de la normalisation des résultats des indicateurs est de mieux comprendre l’amplitude relative de chaque résultat. Elle consiste à transformer un résultat d’indicateur en le divisant par une valeur de référence choisie, par exemple les émissions ou la consommation de ressources totales pour une zone géographique donnée ou pour une zone donnée par habitant. Il faut


77

bien tenir compte de la cohérence des échelles spatiale et temporelle des mécanismes environnementaux considérés et de celles de la référence.

Après l’évaluation des impacts de différentes catégories, il faut tender répondre à la question : au regard des impacts évalués, quel est le système globalement le plus respectueux de l’environnement ? Pour répondre à cette question, l’agrégation consiste à expliciter les résultats de l’analyse d’impacts sous une forme suffisamment synthétique avec une perte minimale d’information. L’un des aspects les plus délicats de l’agrégation est la détermination de l’importance relative de chaque catégorie d’impacts (pondération).

Les étapes de normalisation et d’agrégation restent, du point de vue des normes, des éléments facultatifs. De plus, la norme préconise de mener une analyse de sensibilité sur les choix des méthodes et des poids, afin d’évaluer leur influence sur le résultat de l’ACV.

D. Interprétation L’interprétation est une phase qui permet, au cours des itérations de la méthode, d’analyser les hypothèses émises, les méthodes utilisées et les résultats obtenus au niveau de l’analyse de l’inventaire et de l’évaluation des impacts, et finalement de présenter les conclusions et les recommandations émanant de l’étude.

Selon la norme ISO 14043 [ISO14043, 2000], la phase d’interprétation doit comporter les trois éléments suivants :

• l’identification des points significatifs de deux phases précédentes (résultats et implications des méthodes utilisées);

• la vérification des points significatifs ;

• les conclusions et recommandations découlant de l’étude.

En ce qui concerne la vérification des points significatifs, les trois types de contrôle visent les objectifs suivants :

• contrôle de cohérence : déterminer si les hypothèses, les méthodes et les données sont cohérentes avec l’objectif et le champ de l’étude.

• contrôle de complétude : vérifier que toutes les informations et données nécessaires à l’interprétation sont disponibles et complètes.

• contrôle de sensibilité : vérifier que l’analyse de sensibilité et l’analyse d’incertitudes concernant les méthodes et les données ont été réalisées, ceci afin d’assurer la crédibilité des résultats et des conclusions.

5.1.3.3. Applications de l’ACV Le champ de l’étude et l’exhaustivité des ACV sont fonction des contraintes de temps et de moyens, et de l’utilisation souhaitée du résultat de l’étude.

Selon l’utilisation de l’ACV, quatre types d’objectif peuvent être distingués :

• l’analyse globale du cycle de vie d’un produit/procédé donné ;

• la comparaison de produits/procédés concurrents;

• la comparaison des étapes du cycle de vie d’un produit (fabrication, utilisation et fin de vie/procédé (construction, exploitation et démantèlement) ;

• la comparaison des composantes d’un produit/procédé (des pièces d’un produit, des processus élémentaires d’une technologie, etc.).


78

Le résultat de l’ACV peut être utilisé par le secteur industriel, public et par les consommateurs. Selon le cas, l’ACV peut avoir diverses finalités : la recherche d’amélioration d’un procédé, la mise en place d’une réglementation ou d’une politique environnementale, la sensibilisation du consommateur aux produits « verts ». Dans la présente étude, nous nous intéressons particulièrement à l’utilisation de l’ACV au niveau de l’entreprise qui est le plus important utilisateur, pour les activités de recherche et développement et les activités d’achat, de production et de vente.

En interne, le résultat de l’ACV peut servir à :

• l’amélioration de la performance environnementale de produits/procédés existants;

• la conception de nouveaux produits/procédés respectueux de l’environnement ;

• la sélection à l’achat des matières premières et des produits/services, pour limiter les

• impacts environnementaux au niveau de la chaîne complète du produit/procédé.

En externe, le résultat de l’ACV peut être utilisé pour :

• une réponse à une nouvelle réglementation ainsi que la constitution de cahiers techniques de labellisation environnementale pour certains produits;

• la communication pour faire connaître les produits « verts » au public.

5.1.4. La collecte des données

Pour collecter des données pour chaque étape de la filière de gaz naturel, on a construit un format spécifique pour ce type d’analyse. Ce format contient deux parties : 1. La première partie concerne la description du procédé élémentaire et de l’installation étudiée :

• Description : nom du procédé élémentaire. Une codification doit être définie pour simplifier la gestion d’un grand nombre de formats ;

• Fonction : on parle ici de l’objectif du procédé, par exemple pour l’extraction l’objectif est d’extraire le gaz naturel ;

• conditions opérationnelles : on doit mettre les données essentielles comme par exemple la pression, la profondeur d’extraction, le débit d’extraction par jour ;

• dimensions : on doit indiquer l’occupation au sol de l’installation étudiée et les dimensions de l’installation, c’est à dire la longueur, la largeur, la hauteur ;

• l’unité de référence : c’est l’unité par rapport à laquelle sont réunis tous les flux du procédé élémentaire. L’unité de référence est propre au procédé étudié. L’unité de référence du format doit être inférieure à la capacité de l’installation étudiée dans le format ;

• le niveau de technologie : il s’agit de toutes les informations sur le niveau technologique, en complément de l’âge de l’installation,

• géographie : localisation et représentativité géographique de l’installation étudiée,

• vérification du bilan masse : elle est exprimée comme un pourcentage calculé à partir des valeurs des flux de matières identifiés pour le procédé. La valeur se calcule de la façon suivante :

( ) 100;

×ΣΣ

Σ−ΣsortiesentréesMax

matièresentréesmatièressorties

• vérification du bilan énergie: le principe est le même que pour le bilan massique mais appliqué aux énergies consommées et produites.

2. La deuxième partie du format a pour but de quantifier les flux de matière et d’énergie du procédé.


79

A. En ligne : les sorties du procédé sont classées suivant leur fonction : le(s) produit(s) recherché(s) (matières ou énergies) et les résidus liquides, gazeux et solides.

B. En colonne :

• Groupe : nature et composition des entrées et des sorties;

• Nom : nom du flux qui participe au bilan;

• Direction : les flux qui entrent ou qui sortent;

• unité internationale : c’est l’unité dans laquelle sont exprimées les valeurs numériques recueillies;

• valeur : les valeurs numériques recueillies;

• méthode d’acquisition des données : comment les données ont été trouvées;

• date d’acquisition des données ;

• références concernant la source des données.

Les tableaux 5.3. et 5.4. présentent un exemple pour l’étape de la combustion de gaz naturel. Dans la première partie (tableau 5.3) on a présenté le format destiné pour la description de procédée analysé.


80

Tableau 5.3. Un exemple sur la collecte des données, première partie. Description de processus.

La plupart des données collectées sont récentes (après 1996 et généralement après 1998). Par conséquent, nous jugeons que nos données sont d’une qualité tout à fait acceptable et n’entraînent pas d’incertitudes trop élevées.

Description de processus Système mère: Utilisation du gaz naturel

faite le 01-dec-2001 par: Cristian Dinca

Paramètres Contenus

Nom Combustion du gaz naturel

Code de classe

F1

Unité de référence (UR) 100 kWh thermique

Technologie Description Centrale thermique produisant de l'énergie thermique

Fonction La puissance thermique de la centrale thermique est de 5.75 MW

Conditions opérationnelles

Les données ont été mesurées dans les conditions normales (en régime nominal).

Dimension

la puissance calorifique du gaz naturel est d’environ 37 000 kJ/m3

N; le rendement thermique de la centrale est de 62 %; Le contenu d'O2 est de 3.1 %; la température des fumées est de 65.9 C

Processus liés En amont : distribution du gaz naturel

Modèle mathématique -

Temps valide Temps de démarrage 20-11-2001

Temps d'arrêt 03-12-2001

Géographie valide Nom de site Roumanie

Description de site

Référence Les données ont été mesurées à la centrale


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Données des Flux

page:2

numéro d'identification direction groupe processus

liés nom unité (SI) valeur méthode

d'acquisition des donnés

période d'acquisition

des données

F1 - 1 entrant combustible Production gaz naturel g 10280 mesuré Dec-01

F1 - 2 entrant air pour combustion Production volume air g 144014.8 calculé Dec-01

F1 - 3 sortant résidus gazeux Production poussières g 1.08 mesuré Dec-01

F1 - 4 sortant résidus gazeux Production NOx g 60.35 mesuré Dec-01

F1 - 5 sortant résidus gazeux Production SO2 g 0.0215 mesuré Dec-01

F1 - 6 sortant résidus gazeux Production CO2 g 26453 mesuré Dec-01

F1 - 7 sortant résidus gazeux Production CH4 g 1.42 mesuré Dec-01

F1 - 8 sortant résidus gazeux Production CO g 15.3 mesuré Dec-01

F1 - 9 sortant résidus gazeux Production N2O g 0.64 mesuré Dec-01

F1 - 10 sortant résidus gazeux Production H2O g 65635.7 calculé Dec-01

F1 - 11 sortant résidus liquides Production graisses g 0.00935 mesuré Dec-01

F1 - 12 sortant résidus liquides Production ammonium g 0.00045 mesuré Dec-01

F1 - 13 sortant résidus liquides Production Cl g 0.0001 mesuré Dec-01

Rendement 154294.8 92167.5 59.7 %

Evaluation environnem

entale et technico – économique du cycle de vie

de la combustion du gaz naturel et proposition d’am

élioration technique

Tableau 5.4. un exemple sur la collecte des données, deuxièm

e partie. Données sur le processus.


82

5.2. L’analyse d’inventaire de la filière du gaz naturel Cette étape doit tenir compte de [KHALIFA, 1999] :

• la diversité des sources et types de données nécessaires ; • la dispersion géographique des informations même pour les systèmes simples ; • la mauvaise connaissance des informations à collecter.

Dans ce chapitre on a présenté les données collectées sous forme de tableaux pour toutes les étapes de la filière du gaz naturel.

5.2.1. Construction de l’inventaire

Extraction du gaz naturel Les sources utilisées pour la collecte des données sont :

a) Société roumaine d’extraction et de transport du gaz naturel, [ROMGAZ, 2000],

b) Vlaamse Instelling voor Technologisch Onderzoek (VITO), Société nucléaire du Belge [VITO, 1997],

c) Azienda Generale Italiana Petroli (AGIP), Société italienne de pétrole [AGIP, 1998],

d) Energy Information Administration (EIA), Société officielle sur les statistiques en matière d'énergie,U.S. Government [EIA, 1997],

e) Rapport d’EUROPEAN COMMISSION concernant la science et la recherche [EG – DG XII, 2000],

f) Société portugaise d’extraction et de transport du gaz naturel [EDP, 1992],

g) Société espagnole d’extraction et de transport du gaz naturel [SEDIGAS, 1991],

h) Bundesampt fur Umwelt, Wald und Landscape (BUWAL), Agence de l’environnement, foret et sol (Suisse) [BUWAL, 1998].

Pour faire le bilan matière – énergie, il est nécessaire de choisir une unité de référence. L’unité de référence est : 1000 m3 de gaz naturel extraits. Pour cette quantité, il faut relier tous les autres flux entrants et sortants de l’étape considérée. Il faut signaler que pour l’extraction de gaz naturel, l’étape d’autoconsommation dépend de la pression existante dans le gisement.

Légende :

" " énergie électrique nécessaire pour l’extraction

" " gaz naturel

Gaz brut existantdans le gisement gaz extrait

l’extraction de gaz naturel a lieu à l’aide d’un moteur à gaz

la pression naturelle du gaz est suffisante pour l’extraction

Autoconsommation

Moteur à gaz

Turbine à gaz

Production de l’énergie électrique nécessaire pour l’extraction

x1

x2

Fig. 5.4. Le bilan matière-énergie pour l’étape d’extraction [BADEA, 2002].

s

x y=x-s


83

Initialement, le gaz naturel est extrait sans apport énergétique à cause de sa pression. Au fur et à mesure que le gisement de gaz naturel s’épuise, la pression de gaz naturel de gisement diminue. Cependant, pour extraire le gaz naturel « résiduel », il faut utiliser une pompe qui permet de créer une pression suffisante pour l’extraire (Cf. figure 5.4.).

Traitement du gaz naturel Le gaz naturel extrait en Roumanie ne contient pas de soufre et en conséquence les étapes de

traitement sont la déshydratation et le dégazolinage. Cependant, dans la figure 5.5., l’étape de traitement prévoit la désulfuration du gaz naturel pour le gaz naturel extrait en Russie. L’unité de référence choisie est de 1000 m3 de gaz traité.

Légende :

" " énergie électrique nécessaire pour l’étape de traitement

" " gaz naturel

" " matières secondaires Les matières secondaires comme H2SO4, polyéthylène, polyester, nylon, etc., ne sont pas

prises en compte dans cette thèse car l’objectif de la thèse est d’analyser la filière énergétique de gaz naturel. Une certaine partie du gaz traité, z, est utilisée pour produire l’énergie électrique nécessaire à l’étape de traitement. En conséquence, seulement une partie de gaz naturel, g = y-z, est transportée vers le consommateur. Dans l’étape de traitement, la partie de gaz naturel, z, utilisée pour la production d’électricité, varie entre 10-20 % de y [DORLAND, 1998].

Les sources utilisées pour la collecte des données sont :

a) Gaz de France (GDF), Société française concernant l’exploration le transport et la distribution du gaz naturel, [GDF, 2000],

b) Société roumaine de transport du gaz naturel, [DISTRIGAZ, 1999],

c) State’s Oil (STATOIL), Société norvégienne concernant l’exploration des gisements du gaz naturel provenant de la Mer du Nord, [STATOIL, 1999],

Consommation d’énergie électrique de système

Gaz extrait Gaz naturel épuré

Désulfuration Condensation de l’eau +

Adjonction d’un odorant

Dégazolinage

Soufre

H2SO4

Polyéthylène, Polyester, Nylon

AutoconsommationMoteur à gaz

Turbine à gaz

Production de l’énergie électrique nécessaire dans l’étape de traitement

Fig. 5.5. Le bilan matière énergie pour l’étape de traitement [BADEA, 2002].

z

g = y-z

y


84

d) Energy Information Administration (EIA), Société officielle sur les statistiques en matière d'énergie,U.S. Government, [EIA, 1991],

e) Vlaamse Instelling voor Technologisch Onderzoek (VITO), Société nucléaire du Belge [VITO, 1997].

Transport du gaz naturel par gazoduc L’unité de référence est 1000 m3 transporté sur 100 km.

L’énergie électrique nécessaire pour transporter le gaz naturel, est produite en utilisant une partie de gaz naturel extrait (Cf. figure 5.6.). L’électricité est produite à l’aide d’un moteur ou turbine à gaz.

Légende :

" " énergie électrique nécessaire pour l’étape de transport par gazoduc

" " gaz naturel

" " fuites de gaz Les sources utilisées pour la collecte des données sont:

a) Société roumaine de transport du gaz naturel, [DISTRIGAZ, 2000],

b) Gaz de France (GDF), Société française concernant l’exploration le transport et la distribution du gaz naturel, [GDF, 2000],

c) Societa Nazionale Metanodotti (SNAM), Société italienne du transport du gaz naturel,[SNAM, 2000],

d) Société portugaise d’extraction et de transport du gaz naturel, [EDP, 2000],

e) Société allemande de transport du gaz naturel, [RUHRGAS, 2000],

f) Rapport d’EUROPEAN COMMISSION concernant la science et la recherche [EG – DG XII, 2000].

Pour arriver chez le consommateur dans des conditions imposées (pression, température), le gaz naturel doit être comprimé tous les 80 km dans des stations de (re)compression.

Gazoduc

Gaz

transportéGaz naturel épuré

Station de

compression

Stations de

recompression

Autoconsommation

Moteur à gaz

Turbine à gaz

Production de l’énergie électrique nécessaire pour l’étape de transport

Fig. 5.6. Le bilan matière-énergie pour l’étape de transport du gaz naturel par gazoduc [BADEA, 2002].

u

b = g-u-v

GAZODUC

g

Fuites de gaz (v)


La quantité de gaz naturel transportée (b), dépend de la quantité de gaz naturel utilisée (u) pour produire l’énergie électrique nécessaire aux stations de compressions et des fuites de gaz (v). Selon [RONCATO, 1996], ces fuites des gaz (méthane) représentent 25 % de l’impact effet de serre de la filière gaz naturel

Transport du gaz naturel par méthanier En Roumanie, le gaz naturel n’est pas transporté par méthanier. Cependant, pour comparer les différents modes de transport du gaz naturel on a utilisé le rapport de Statoil (Norvège) qui présente des données concernant les émissions dans l’environnement pour une quantité de gaz liquéfié [EC, 2000].
Fig.5.7. Transport du gaz naturel par méthanier [BADEA, 2002].
85


86

La figure 5.7. présente l’étape de transport par méthanier. L’énergie électrique nécessaire à l’usine de liquéfaction, peut être produite à partir d’une quantité w1 de gaz naturel et d’une quantité m pour l’usine de regazéification de gaz naturel. Il faut également tenir compte des fuites de gaz dans les deux usines de liquéfaction et de regazéification, v1+v2.

Stockage du gaz naturel Après son transport, le gaz naturel peut être directement envoyé vers le consommateur (d1)

ou stocké (d2) (Cf. figure 5.8.). La partie de gaz naturel stockée dépend des besoins demandés par le consommateur.

Une quantité de gaz naturel, n, est nécessaire pour la production de l’énergie électrique utilisée par la station de compression. Dans cette étude, on considère que le gaz naturel est comprimé si nécessaire pour être distribué.

Légende :

" " énergie électrique nécessaire pour l’étape de stockage

" " gaz naturel Distribution du gaz naturel

Le gaz naturel, après avoir été transporté sur plusieurs dizkilomètres, et parfois stocké, arrive maintenant aux portes des agglolivré. Les réseaux de distribution sont reliés à l’artère de transport pdétente, qui abaissent la pression du gaz naturel, d’abord en moyenbars) et puis en basse pression (environ 20 mbar) (Cf. figure 5.9.).

Dans les nouveaux réseaux, on n’utilise plus la basse pressipression est détendu chez le client au moyen d’un détendeur individpar un détendeur collectif. Pour cette étape on utilise la même unitransport de gaz naturel par gazoduc ou par méthanier.

Fig. 5.8. Le bilan matière énergie pour le stockage de gaz nature

d1

aines, centainemérations (villear l’intermédiane pression (en

on, et le gaz liuel ou au niveaté de référence

l [BADEA, 2002]
d2
s ou milliers de s) où il doit être

ire des postes de tre 50 mbar et 4

vré en moyenne u de l’immeuble comme pour le

.


Combustion du gaz naturel

Les données ont été collectées pour l’unité fonctionnelle établit au paragraphe § 4.3. La figure 5.10. présente les co-fonctions de l’étape de combustion étudiée : énergie électrique et thermique.

Pour cette étape, les données sur les émissions ont été en partie collectées dans la bibliographie et en partie mesurée par nos soins :

• Bundesampt fur Umwelt, Wald und Landscape (BUWAL), Agence de l’environnement, foret et sol (Suisse) [BUWAL, 1998],

• Rapport d’EUROPEAN COMMISSION concernant la science et la recherche [EG – DG XII, 2000].

• Succursale Electrocentrale de Bucarest (SEB), [SEB, 2000].

Les mesures ont été faites sur 41 chaufferies existantes à Bucarest. Pour mesurer les émissions, nous avons utilisé des appareils de photométrie. Les appareils de ce type sont utilisés, habituellement, pour mesurer les gaz comme CO, CO2, NO, NO2, SO2, SO3, H2O, CH4, C2H6 et d’autres hydrocarbures.

mair –quantité d’air

les flux

les flux q

Fig. 5.9. La distribution de gaz naturel.

Gaz distribué Post de détente Détendeur individuel

Gaz à la moyenne pressionGaz naturel distribué vers le consommateur

Gaz à la basse pression

d

d

airm

Energie électrique

COGEN

nécessaire pou

qui entrent d

ui sortent de

Én
s Energie thermique
ERATION

Fumées

.
Fig. 5.10. L'étape de la production des énergies
Solutions ergétique

87

r la combustion d’une quantité de combustible d. ans les solutions énergétiques (celles établissent au paragraphe 4.2.) ;

system analysé.


88

5.2.2. Interprétation des résultats de l’inventaire

Dans ce chapitre, on a analysé toutes les données collectées pour la filière du gaz naturel. Cette analyse a permis de comparer les différentes sources bibliographiques pour chaque étape de la filière gazière et pour les solutions énergétiques.

5.2.2.1. Extraction du gaz naturel Les principaux polluants retenus pour le procédé on shore sont CO2, CO, NOx, SO2, CH4 et

les poussières.

Les figures 5.11.a, b et c présentent les émissions de CO2 CO, NOx, SO2, CH4 et poussières. Ces émissions sont des moyennes arithmétiques calculées à partir de différentes sources bibliographiques. Les émissions les plus grandes sont celles provenant du Bassin de Transylvanie (Roumanie) à cause du niveau technologique des installations.

Dans les figures 5.11. (a, b et c) et 5.12. (a, b et c) on a analysé les émissions générées dans l’étape d’extraction on shore et off shore.

0

5000

10000

15000

20000

25000

gram

me

/ 100

0 m

3 de

gaz

extra

it

Bassin deTransylvanie(Roumanie)

Allemagne Urengoy(Russie)

Hassi R'Mel(Algeria)

Arzew(Algerie)

Comparaison entre les émissions pour l'étape d'extraction on shore

CO2

CH4

La figure 5.11.a présente les valeurs de CO2 et de CH4 collectées pour l’étape d’extraction à partir de différentes sources bibliographiques. On constate que l’émission de CO2 varie entre 18 000 (cas de bassin de Urengoy) et 22 000 (cas de bassin de Transylvanie) g/1 000 m3 gaz extrait. L’émission de CH4 a varié entre 2 900 (cas d’Hassi R’Mel) et 3 600 (cas de bassin de Transylvanie) g/1 000 m3 gaz extrait. Le rapport entre CO2 et CH4 pour chaque gisement de gaz naturel pris en compte varie entre 5,8 (cas de l’Algérie) et 7,3 (cas d’Hassi R’Mel). Le gisement roumain présente un rapport de 6,1.

Fig. 5.11.a Les émissions dues à l’étape d’extraction on shore.


0

20

40

60

80

100

120

140

160

gram

me/

1000

m3 d

e ga

z ex

trait




Arzew(Algerie)

Comparaison entre les émissions pour l'étape d'extraction on shore

NOx

CO

La figure 5.11.b présente les émissions de NOx et de CO pour l’étape d’extraction et pour différents gisements. Ces émissions proviennent en grande partie de l’installation énergétique utilisée. L’émission de NOx varie entre 110 (cas d’Hassi R’Mel) et environ 160 (cas de bassin de Transylvanie) g/1 000 m3 gaz extrait. Les émissions de NOx du bassin de Transylvanie sont en moyenne de 28 % plus grandes que celles des autres gisements en variant de 20 à 38 %. Cette différence en défaveur de bassin de Transylvanie s’explique par la consommation énergétique plus grande pour le gisement roumain. En ce qui concerne l’émission de CO, elle a été plus de 2 fois moindre que l’émission de NOx. L’émission de CO varie entre 47 (cas d’Allemagne) et 60 (cas de bassin de Transylvanie) g/1 000 m3 gaz extrait.

0

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

gram

me

/ 100

0 m

3 de

gaz

extra

it




Arzew(Algerie)

Comparaison entre les émissions de poussière et de SO2 pour l'étape d'extraction on shore

poussièreSO2

La figure 5.11.cles mêmes gisements. Pgisement roumain prodpetite quantité. L’émisroumain ne contient pa

Les émissions p

Fig. 5.11.b Les émissions dues à l’étape d’extraction on shore.

Fig. 5.11.c Les émissions dues à l’étape d’extraction on shore.

89

présente les émissions de poussière et de SO2 pour l’étape d’extraction pour our les poussières, l’émission varie de 0,15 à 0,22 g/1 000 m3 gaz extrait. Le uit 30 % de poussière de plus que le gisement allemand qui en génère la plus sion de SO2 varie entre 0,14 et 0,19 g/1 000 m3 gaz extrait. Le gaz naturel s de soufre et en conséquence, l’émission de SO2 est nulle.

our l’extraction offshore sont présentées dans les figures 5.12. a, b et c.


90

0

5000

10000

15000

20000

25000

gram

me

/ 100

0 m

3 de

gaz

extra

it

Mer de Nord(Danemark)

Mer de Nord(Norvège)

Mer Adriatique(Italie)

Mer de Nord(Allemagne)

Comparaison entre les émissions pour l'étape d'extraction off shore

CO2CH4

La figure 5.12.a présente les émissions de CO2 et CH4 pour l’extraction off shore pour la même quantité de gaz naturel extrait que pour l’extraction on shore. Les valeurs pour les émissions de CO2 varient autour de 21 500 g/1 000 m3 gaz extrait. De même, pour le CH4, on remarque des petites différences entre les sites analysées.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

gram

me

/ 100

0 m

3 de

gaz

extra

it


Mer de Nord (Norvège) Mer Adriatique (Italie) Mer de Nord(Allemagne)

Comparaison entre les émissions dans l'étape d'extraction off shore

NOx

CO

La figure 5.12.b présente les émissions de NOx et de CO pour l’extraction off shore. Les émissions de NOx varient entre 140 et 150 g/1 000 m3 gaz extrait tandis que les émissions de CO ne présentent pas une variation significative. Le rapport entre le CO et NOx est grosso modo constant et sa valeur est de 0,35.

Fig. 5.12.a Les émissions dues à l’étape d’extraction off shore.

Fig. 5.12.b Les émissions dues à l’étape d’extraction off shore.


0.15

0.17

0.19

0.21

0.23

0.25

0.27

0.29gr

amm

e / 1

000

m3 d

e ga

z ex

trait


Mer de Nord(Norvège)

Mer Adriatique(Italie)

Mer de Nord(Allemagne)

Comparaison entre les émissions de poussière et de SO2 pour l'étape d'extraction off shore

poussièreSO2

La figure 5.12Les émissions de SO2 gaz extrait. Les émissd’Italie) et 0,3 g/1 000de poussière et de SO2

Les figures 5.1vue des émissions.

5

10

15

20

25

gram

me

/ 100

0 m

3 de

gaz

extra

it

Selon la figurepour l’extraction off s000 et 22 000 g/1 000 entre 21 300 et 21 90l’utilisation d’un grandpas de différence sign000 et 2 500 g/1 000 m

.
Fig. 5.12.c Les émissions dues à l’étape d’extraction off shore
.c présente les émissions de poussière et de SO2 pour l’extraction off shore. montrent une variation faible entre les sites analysés, environ 0,25 g/1 000 m3 ions de poussière varient entre 0,25 g/1 000 m3 gaz extrait (cas de gisement m3 gaz extrait (cas de gisement de Norvège). Le rapport entre les émissions varie entre 1,06 à 1,09.

3. (a, b et c), permettent de comparer les deux types d’extraction de point de

Comparaison entre les deux procédés d'extraction

0

000

000

000

000

000

Extraction on shore Extraction off shore

CO2CH4

.
Fig. 5.13.a Comparaison entre l’extraction on shore et off shore
91

5.13., on observe que l’émission moyenne de CO2 est plus grande de 6% hore. Cependant, pour l’extraction on shore, l’émission de CO2 varie entre 18 m3 gaz extrait tandis que pour l’extraction off shore, la variation est comprise 0 g/1 000 m3 gaz extrait. Cet écart pour l’extraction on shore s’explique par nombre de références bibliographiques. Pour les émissions de CH4, il n’y a

ificative entre les deux modes d’extraction. L’émission de CH4 varie entre 2 3 gaz extrait.



0

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3


gram

me

/ 100

0 m3 d

e ga

z ex

trait

poussière

SO2

Selon la figurpour off shore que p0,15 et 0,22 g/1 000 mg/1 000 m3 gaz extraientre 0,24 et 0,28 g/1

0

30

60

90

120

150

180

gram

me

/ 100

0 m3 d

e ga

z ex

trait

La figure 5.13Les émissions de NOshore (150 > 122 g/1deux gisements, l’ém

5.2.2.2. Traitement duOn a comparé

pour chaque polluant

.
Fig. 5.13.b Comparaison entre l’extraction on shore et off shore
e 5.13.b, les émissions moyennes de poussière et de SO2 sont plus grandes our on shore. Pour l’extraction on shore, l’émission de poussière varie entre

3 gaz extrait tandis que pour SO2, la variation est comprise entre 0,14 et 0,18 t. Pour extraction off shore, la variation d’émission de poussière est comprise 000 m3 gaz extrait.



NOx

CO

.
Fig. 5.13.c Comparaison entre l’extraction on shore et off shore.
92

. c présente les émissions de NOx et de CO pour les deux modes d’extraction. x du gisement off shore sont en moyenne supérieures à celles du gisement on 000 m3 gaz extrait). Pour le CO, on constate de petites différences entre les ission de CO étant environ de 55 g/1 000 m3 gaz extrait.

gaz naturel les différentes sources bibliographiques pour établir l’intervalle de variation (Cf. figures 5.14. a, b et c). Les valeurs des polluants comprennent la somme


des émissions pour dégazolinage, désulfuration, odorisation et épuration. On n’a pas trouvé des références bibliographiques qui présentent les émissions pour chaque sous – étape.

0200400600800

100012001400160018002000

gram

me/

1000

m3 d

e ga

z tra

ité

[GDF, 2000] [CommissionEuropéenne,

2000]

[VITO, 1997] [EIA, 1991] Stato il(Norvège)

Distrigaz(Roumanie)

Comparaison entre les émissions pour l'étape de traitement

CH4

CO2

Selon la figure 5.14., l’émission de CO2 varie entre 1 550 et 1 850 g/1 000 m3 gaz extrait mais la plupart des valeurs sont comprises entre 1 700 et 1 850 g/1 000 m3 gaz extrait. En fonction des références bibliographique, l’émission de CH4 est comprise entre 315 et 355 g/1 000 m3 gaz extrait. Le rapport entre le CO2 et le CH4 varie entre 4,7 et 5,5.

0

2

4

6

8

10

12

gram

me/

1000

m3 d

e ga

z tra

ité


2000]

[VITO, 1997] [EIA, 1991] Statoil(Norvège)

Distrigaz(Roumanie)


NOx CO

Selon la figure 5.1tandis que les émissions dCO se situe entre 2,3 et 2,deux polluants.

Fig. 5.14.a Les émissions dues de l’étape de traitement.
Fig. 5.14.b Les émissions dues à l’étape de traitement.
93

4. b, les émissions de NOx varient entre 8 et 10 g/1 000 m3 gaz extrait e CO varient entre 3 et 4 g/1 000 m3 gaz extrait. Le rapport entre NOx et 7. Le site de traitement roumain présente les plus grandes valeurs pour les


0

0.002

0.004

0.006

0.008

0.01

0.012

0.014

0.016gr

amm

e/10

00 m

3 de

gaz

traité


2000]

[VITO, 1997] [EIA, 1991] Statoil(Norvège)

Distrigaz(Roumanie)


poussièreSO2

Selon la figure 5.14poussière varient entre 0,011et 0,002 g/1 000 m3 gaz extr

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

gram

me

/ 100

0 m3 d

e ga

z ex

trait

La figure 5.15. préseCH4 pour l’étape de traitemenviron la même valeur pou15 %).
Fig. 5.14.c Les émissions dues à l’étape de traitement.
. c et en fonction de la source bibliographique utilisée, les rejets de et 0,016 g/1 000 m3 gaz extrait. L’émission de SO2 varie entre 0,0015

ait. Pour le cas roumain, il n’y a pas d’émission de SO2.

Les émissions dues a l’étape de traitement

Traitement

CO2

CH4

.
Fig. 5.15.a Les limites maximales et minimales pour l’étape de traitement
94

nte les limites maximales et minimales pour les émissions de CO2 et de ent. On constate que la plupart des sources bibliographiques propose

r l’émission de CH4 ce qui n’est pas le cas du CO2 (variation relative de



0

2

4

6

8

10

12

Traitement

gram

me

/ 100

0 m3 d

e ga

z ex

trait

CO

NOx

La figure NOx pour l’étapevariation de 20 %

La figure pour les émission

5.2.2.3. TransporL’inventai

méthanier (Cf. fig
Fig. 5.15.b Les limites maximales et minimales pour l’étape de traitement.
5.15. b présente les limites maximal et minimal pour les émissions de CO et de de traitement. Entre les limites maximal et minimal pour le NOx il y a une tandis que pour le CO la variation dépasse 30 % entre les deux limites.


0,0E+00

2,0E-03

4,0E-03

6,0E-03

8,0E-03

1,0E-02

1,2E-02

1,4E-02

1,6E-02

Traitement

gram

me

/ 100

0 m3 d

e ga

z ex

trait

SO2

poussière

.
Fig. 5.15.c Les limites maximales et minimales pour l’étape de traitement
95

5.15. b présente, pour l’étape de traitement, les limites maximales et minimales s de poussière et de SO2. La variation entre les deux limites est d’environ 20 %.

t du gaz naturel re a été fait pour les deux modes de transport du gaz naturel par gazoduc et par ures 5.16. a, b et c, et 5.17. a, b et c).


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

gram

me/

1000

m3 d

e ga

z tra

nspo

rté

sur 1

00 k

m

DISTRIGAZ(Roumanie)

CONPET(Roumanie)

Snam (Italie) Maghreb(Espagne)

Hollande

Comparaison entre les émissions pour l'étape de transport par gazoduc

CO2CH4

Selon la figurem3 gaz transporté survaleur. L’émission desystème de transport de 40 % de CH4 par ra

gram

me/

1000

m3 d

e ga

z tra

nspo

rté p

ar 1

00 k

m

Selon la figure100 km. L’émission dprésenté les plus grangaz transporté sur 100
Fig. 5.16.a Les émissions dues à l’étape de transport par gazoduc.
5.16., on constate que l’émission de CO2 varie entre 4 500 et 6 000 g/1 000 100 km. Les deux sources bibliographiques roumaines présentent la même CH4 varie entre 1 500 et 2 500 g/1 000 m3 gaz transporté sur 100 km. Le roumain (selon DISTRIGAZ et CONPET) génère dans l’environnement plus pport au système hollandais qui présente les plus petites valeurs de CH4.

0

1

2

3

4

5

6

7

DISTRIGAZ(Roumanie)

CONPET(Roumanie)


Hollande


NOxCO
Fig. 5.16. b Les émissions dues à l’étape de transport par gazoduc.
96

5.16. b, l’émission de NOx se situe entre 4 et 6 g/1 000 m3 gaz transporté sur e NOx généré dans l’étape de transport, provenant des systèmes roumains, a des valeurs de cet intervalle. L’émission de CO varie de 3,5 à 4 g/1 000 m3 km.


0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

gram

me/

1000

m3 d

e ga

z tra

nspo

rté

sur 1

00 k

m

DISTRIGAZ(Roumanie)

CONPET(Roumanie)


Hollande


poussièreSO2

Selon la figurm3 gaz transporté sutransporté sur 100 km

10

20

30

40

50

60

70

80

gram

me/

1000

m3 d

e ga

z tra

nspo

rté

sur 1

00 k

m

Selon la figursur 100 km. L’émissde CO2 provenant dsignificative et tourn
Fig. 5.16. c Les émissions dues à l’étape de transport par gazoduc.
e 5.16. c, on constate que l’émission de poussière varie de 0,18 à 0,22 g/1 000 r 100 km tandis que l’émission de SO2 varie entre 0,12 et 0,15 g/1 000 m3 gaz .

0

00

00

00

00

00

00

00

00

Ruhrgas (Autriche ) Statoil (Norvège) GDF (France) EDP (Portugal)

Comparaison entre les émissions pour l'étape de transport par méthanier

CO2CH4
Fig. 5.17. a Les émissions dues à l’étape de transport par méthanier.
97

e 5.17., l’émission de CO2 varie entre 6 500 et 7 800 g/1 000 m3 gaz transporté ion de CO2 provenant de RUHRGAS est de 18 % plus grande que l’émission e STATOIL, GDF et EDP. L’émission de CH4 ne varie pas d’une manière e autour de 2 000 g/1 000 m3 gaz transporté sur 100 km.


0

1

2

3

4

5

6

7

8

gram

me/

1000

m3 d

e ga

z tra

nspo

rté s

ur

100

km

Ruhrgas (Autriche ) Statoil (Norvège) GDF (France) EDP (Portugal)


NOxCO

Selon la figug/1000 m3 gaz trantransporté sur 100 k

0,0

0

0,1

0

0,2

0

gram

me/

1000

m3 d

e ga

z tra

nspo

rté

sur 1

00 k

m

Selon la figugaz transporté sur 1transporté sur 100 k

.
Fig. 5.17. b Les émissions dues à l’étape de transport par méthanier
re 5.17. b, l’émission de NOx présente une variation importante de 6 à 7,8 sporté sur 100 km. L’émission de CO varie de 3,5 à 3,8 g/1 000 m3 gaz

m.

0

5

,1

5

,2

5

,3

Ruhrgas (Autriche)

Statoil (Norvège) GDF (France) EDP (Portugal)


poussièreSO2

r0m
Fig. 5.17. c Les émissions dues à l’étape de transport par méthanier.
98

e 5.17. c, l’émission de SO2 présente une variation de 0,2 à 0,22 g/1 000 m3 0 km tandis que l’émission de poussière varie de 0,18 à 0,25 g/1 000 m3 gaz .


Comparaison entre les deux procédés de transport

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

Transport par gazoduc Transport par méthaniergram

me

/ 100

0 m

3 de

gaz

trans

porté

sur

100

km

CO2CH4

Selon la 20 %) à celles ducontre, les émiss

3

Selon la %) que pour leL’émission de Cgaz naturel.
Fig. 5.18. a La comparaison entre le transport par gazoduc et par méthanier.
figure 5.18., les émissions de CO2 générées par méthanier sont supérieures (plus de gazoduc car le transport par méthanier nécessite beaucoup plus d’installations. Par

ions de CH4 sont équivalentes pour les deux modes de transport.


0

1

2

3

4

5

6

7

8

9


me

/ 100

0 m

de

gaz

trans

porté

sur

100

km

CONOx
Fig. 5.18. b La comparaison entre le transport par gazoduc et par méthanier.
99

figure 5.18. b, les émissions de NOx sont plus grandes pour le méthanier (plus de 15 gazoduc car le transport par méthanier nécessite beaucoup plus d’installations. O ne présente pas une variation significative entre les deux modes de transport du



0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3


me

/ 100

0 m

3 de

gaz

trans

porté

sur 1

00 k

m

SO2poussière

Selon ladifférence signiprésente une val

Les émiélectrique nécesaugmentent. Celes pertes de cha

Le transd’étapes. Les émde liquéfaction,bibliographie co

D’autre distribution du stockage et l’étale stockage de g

5.2.2.4. Combus

Dans cetPour pouvoir lefonctionnelle étadonnées, a été analysées ont ét

Dans lespour les émissidéfinies au para

• Solution

• Solution

• Solutiondans les
Fig. 5.18. c La comparaison entre le transport par gazoduc et par méthanier.
100

figure 5.18. c, à l’exception de l’émission des poussières qui ne présente une ficative entre les deux modes de transport, l’émission de SO2 générée par méthanier eur de 35 % supérieure à celle du gazoduc.

ssions liées au gazoduc proviennent en grande partie de la production d’énergie saire pour transporter le gaz naturel. Plus la distance est grande plus les émissions s émissions dépendent aussi de la géométrie du gazoduc (plus il y a de coude, plus rge sont importantes) et des fuites de gaz.

port par méthanier est plus compliqué que par gazoduc car il comprend plus issions sont produites lors de transport proprement dit par méthanier dans l’unité

de stockage et de regazéification. Les valeurs des émissions trouvées dans la mprennent l’ensemble de ces 3 processus.

part, les valeurs collectées comprennent aussi l’étape de stockage et l’étape de gaz naturel jusqu’au consommateur. Cependant, on peut affirmer que l’étape de pe de distribution présente un faible impact sur l’environnement d’autant plus que az naturel est faite dans des gisements de gaz naturel épuisés.

tion du gaz naturel te partie on a comparé les différentes solutions énergétiques à base de gaz naturel. s comparer, les émissions collectées et/ou mesurées ont été rapportées à l’unité blie au paragraphe § 4.3. L’unité fonctionnelle (U.F.) pour laquelle on a collecté les de (422 500 MWhth + 106 500 MWhel )/an. Toutes les solutions énergétiques é prévues avec des brûleurs bas NOx.

figures 5.19. a, b et c on présente la comparaison entre les solutions énergétiques ons de CO2, NOx, poussière, SO2 et CO. Les solutions énergétiques sont celles graphe § 4.2. Dans les figures ci dessous on a utilisé l’abréviation suivante :

1 – Turbine à vapeur à condensation + Chaudière + Centrale thermoélectrique ;

2 – Turbine à vapeur à contre pression + Chaudière + Centrale thermoélectrique ;

3 – Turbine à gaz sans postcombustion avec la récupération de la chaleur contenue fumées + Chaudière + Centrale thermoélectrique ;


• Solution 4 – Turbine à gaz avec postcombustion avec récupération de la chaleur contenue dans les fumées + Chaudière + Centrale thermoélectrique ;

• Solution 5 – Moteur thermique avec récupération de la chaleur contenue dans les fumées + Chaudière + Centrale thermoélectrique ;

• Solution 6 – Cycle combiné gaz – vapeur + Chaudière + Centrale thermoélectrique ;

• Solution 7 – Production séparée de chaleur et d’électricité : Chaudière + Centrale thermoélectrique.

Cette comparaison a été faite dans les conditions suivantes :

• indice de structure moyen (pour le consommateur) de 0,252 ;

• les unités de cogénération ont été dimensionnées thermique car l’énergie thermique doit être livrée en totalité au consommateur, thoncogenerati_base MWh000100Q = .

L’évaluation des solutions énergétiques a été suivie d’une analyse de sensibilité en faisant varier l’indice de structure et l’énergie thermique produite en base ainsi que pour un dimensionnement électrique de l’unité de cogénération.

Comparaison des emissions de CO2 entre les solutions énergétiques

80000

100000

120000

140000

160000

180000

200000

Solution1

Solution2

Solution3

Solution4

Solution5

Solution6

Solution7

tonn

es/U

.F.

CO2

Selon la figure 5le cas des solutions de c% de plus de CO2 qucogénération qui émet lturbine à gaz avec postcombinée gaz-vapeur évariation entre les limiénergétique varie entre plus grande valeur obse
Fig. 5.19. a La comparaison entre les solutions énergétiques.
101

.19., l’émission de CO2 varie entre 124 000 et 155 000 tonnes par U.F. dans ogénération tandis que la solution de production séparée génère entre 5 – 25 e les solutions de cogénérations (161 000 tonnes/U.F.). La solution de a plus petite quantité de CO2 est le cycle combiné gaz-vapeur tandis que la -combustion rejette la plus grande quantité de CO2. La solution avec cycle met 20 % de moins de CO2 que la turbine à gaz avec postcombustion. La tes minimales et maximales pour l’émission de CO2 pour chaque solution 5 % (cas des solutions 5 et 7) à 8 % (cas des solutions 2 et 3) par rapport à la rvée.


Comparaison des emissions de NOx entre les solutions énergétiques

15

17

19

21

23

25

27

29

31

33

Solution 1 Solution 2 Solution 3 Solution 4 Solution 5 Solution 6 Solution 7

tonn

es/U

.F.

NOx

L’émission de N(figure 5.19. b). La paugmentation entre 8 edifférences d’émissionpetite valeur de NOx re

Selon la figurepoussière varient entre le CO entre 6,5 et 6,8(poussière, CO et SO2minimal pour les solutvariation entre l’émissivaleur maximale et pou

La figure 5.20. Les solutions de cogénLes valeurs de dimens
Fig. 5.19. b La comparaison entre les solutions énergétiques.
Ox par les solutions de cogénération varie entre 25,5 et 26,5 tonnes par U.F. roduction séparée émet environ 29 tonnes par U.F. ce qui signifie une t 12 % par rapport aux solutions de cogénération. Il n’y a pas de grandes

de NOx pour toutes les solutions énergétiques. La plus grande et la plus présente une différence de 3 et 4 %.

4

)ioor

p

i
Fig. 5.19. c La comparaison entre les solutions énergétiques.
102

5.19. c, pour les solutions de cogénération, les valeurs d’émission de et 4,2 tonnes par U.F., pour le SO2 entre 0,97 et 1 tonnes par U.F. et pour

tonnes par l’U.F. La production séparée génère 10 % de plus de rejet que la cogénération. La variation entre l’émission de SO2 maximal et ns énergétiques, varie entre 2 et 5 % par rapport à la valeur maximal. La n de CO maximale et minimale se situe entre 3,5 et 5 % par rapport à la les poussières cette variation s’échelonne entre 1,5 et 6 %.

ermet de comparer les solutions en distinguant chaque unité énergétique. ération ont été dimensionnées thermique thoncogenerati_base MWh000100Q = . onnement thermique choisies doivent être plus petites que les quantités


d’énergie thermique demandée par le consommateur. Pour accomplir l’unité fonctionnelle, le supplément de chaleur a été produit dans des chaudières d’eau chauffée ou surchauffée.

Légende :

CT – central

CTE – centr

CET – unité

On constapetite valeur de Cplus grande quanl’efficience globad’énergies. L’unigaz – vapeur émeproduite en cogéturbine à gaz, danpour la solution 6totale, suivie de lde cogénération.

Le classempolluants.

Pour uoncogenerati_baseE =

présentent pas un10 % plus petitesséparée d’électricl’émission totale par le consommacogénérations poudu dimensionnedimensionnement
Fig. 5.20. Comparaison entre les solutions énergétiques choisies selon CO2(dimensionnement thermique).
103

e thermique (chaudière d’eau chauffe ou surchauffée) – production séparée d’énergie thermique ;

ale thermoélectrique – production séparée d’énergie électrique;

de cogénération.

te que la solution énergétique 6 avec cycle combiné gaz – vapeur présente la plus O2. En revanche, l’unité de cogénération génère, pour ce dimensionnement, la

tité de CO2 (environ 60 % de totale des émissions de CO2) car pour augmenter le d’une solution énergétique on doit maximiser la production des deux formes té de production séparée d’électricité (CTE) de la solution avec cycle combinée t peu de CO2 car plus de 90 % de l’électricité demandée par le consommateur a été nération. Par contre, dans les solutions énergétiques avec turbine à vapeur et s l’unité de cogénération on n’a pas pu produire une quantité d’électricité comme . Dans ce cas, la centrale thermique est responsable pour environ 45 % de CO2

’unité de production séparée d’électricité qui produit plus d’électricité que l’unité

ent des solutions énergétiques obtenu pour le CO2 est extrapolable aux autres

n dimensionnement électrique de l’unité de cogénération thMWh00050 (Cf. figure 5.21.), on constate que les émissions totales de CO2 ne

e différence évidente entre les solutions de cogénérations mais ces émissions sont que pour la production séparée. Cette fois, l’émission de CO2 générée par l’unité ité pour la solution avec cycle combiné gaz-vapeur représente environ 25 % de de CO2 car l’unité de cogénération produit environ 50 % de l’électricité demandée teur. Les unités séparées d’électricité gênèrent moins de CO2 que les unités de r les turbines à vapeur par rapport au dimensionnement thermique car dans le cas

ment électrique, elles produisent plus d’électricité que dans le cas du thermique.


104

Pour un dimensionnement thermique des unités de cogénération, on note que la solution énergétique la moins impactante est le cycle combiné gaz – vapeur. Par rapport au dimensionnement électrique de l’unité de cogénération, le dimensionnement thermique permet de réduire les émissions générées par la combustion du gaz naturel car dans l’unité de cogénération on a produit plus d’électricité.

La comparaison des différentes étapes du cycle de vie du gaz naturel met en évidence que l’étape de combustion émet dans l’environnement les plus grandes quantités de polluants à l’exception du CH4. Pour ce dernier, l’étape d’extraction et de transport est la plus impactante.

Consommations d’énergie tout au long de la filière du gaz naturel La filière de gaz naturel est étudiée de l’extraction jusqu'à l’utilisation finale (production de l’énergie électrique et/ou thermique). Le tableau 5.5. présente la consommation énergétique pour chaque étape. On n’a pas considéré les étapes de démantèlement et de construction des installations car la consommation énergétique dans ces étapes est négligeable par rapport à celle des étapes de production, distribution et utilisation du gaz naturel.

Le tableau 5.5. présente la distribution de la consommation énergétique pour la filière de gaz naturel en considérant qu’elle produit 1 kWh d’énergie électrique net (on considère que la centrale électrique est définie par un rendement électrique de 53 %). On constate que 80 % de l’énergie primaire du gaz naturel a été consommé dans l’étape de combustion pour la production d’électricité et/ou de chaleur. Dans les étapes en amont de la combustion, on a consommé environ 20 % de l’énergie primaire contenue dans le gaz naturel, y compris l’énergie contenue dans les pertes de gaz naturel. On constate que l’étape de transport consomme plus de 15 % de la consommation énergétique totale tandis que l’extraction et le traitement consomment moins de 8 % de la consommation énergétique totale.

Fig. 5.21. Comparaison entre les solutions énergétiques choisies selon CO2 (dimensionnement électrique).


105

Tableau. 5.5. La consommation énergétique moyenne pour 1 kWh d’électricité net produit

Consommation d’énergie dans les étapes de cycle de vie du gaz naturel (extraction, traitement, distribution et combustion), [%]

La consommation énergétique totale (MJ/kWh)

Consommation énergétique totale [%]

Extraction Traitement Transport Utilisation

La consommation énergétique a

6,7 79,5 - - - 100

La consommation énergétique b 1,7 20,5 21,7 15,3 73 -

a – La consommation énergétique dans l’étape de combustion du gaz naturel ; b - La consommation énergétique comprend les fuites de gaz naturel dans l’environnement pour chaque étape du cycle de vie du gaz naturel sauf l’étape de combustion du gaz naturel.

Les émissions liquides et les déchets générés par le cycle de vie du gaz naturel Le principal polluant liquide est l’eau de refroidissement utilisée dans la centrale énergétique qui est, en moyenne, environ 135 000 m3 annuelle soit 0,01 g/kWh. Toutefois, l’impact sur l’environnement causé par ces effluents liquides est négligeable par rapport à l’impact des émissions gazeuses [RONCATO, 1996].

Enfin, on peut considérer que le cycle de vie du gaz naturel ne génère aucun déchet.

Conclusions L’analyse d’inventaire a mis en évidence les points faibles de la filière de gaz naturel. Selon les sources bibliographiques analysées, l’émission de CO2 représente le principal polluant généré par la filière du gaz naturel et ceci pour toutes les étapes du cycle de vie. Le deuxième polluant est le CH4 qui est émis principalement lors de l’extraction et de transport de gaz naturel. On constate que les principaux polluants générés par la filière de gaz naturel sont les principaux polluants qui contribuent au changement climatique.

Lors de l’étape de combustion, l’émission de NOx générée représente le principal polluant. Cette émission est du même ordre de grandeur que celle produite par la combustion de charbon ou de mazout.

L’étape de transport représente le plus gros consommateur d’énergie. A elle seule, elle consomme plus de 15 % de l’énergie contenue dans le gaz naturel extrait.

Nous avons mis en évidence que les solutions de cogénérations émettent moins dans l’environnement que la production séparée d’énergie électrique et thermique.

Nous pouvons également dire que les émissions liquides et les déchets sont négligeables par rapport aux émissions gazeuses.


106

5.2.2.5. Détermination des émissions des scénarios proposées Pour l’unité fonctionnelle choisie dans le chapitre § 4.3., on a déterminé les émissions

produites par chaque scénario énergétique. En ce qui concerne les émissions générées dans l’étape de transport, on a analysé deux variantes en fonction de la provenance du gaz naturel. Le tableau 5.6. présente les deux variantes de la provenance du gaz naturel.

Tableau 5.6. La provenance du gaz naturel [DINCA, 2005]

Variante Site d’extraction % du gaz utilisé

Type de transport

La distance de transport[km]

Le Bassin de Transylvanie 80 Gazoduc 450 1 Le Bassin de Moscovie 20 Gazoduc 1500 Le Bassin de Transylvanie 0 Gazoduc 450 2 Le Bassin de Moscovie 100 Gazoduc 1500

La première variante est celle existante actuellement en Roumanie tandis que la deuxième prend en compte l’épuisement des réserves roumaines de gaz naturel.

Le tableau 5.7. présente les efficiences pour les étapes de la filière de gaz naturel. Tableau 5.7. L’efficience pour les étapes de la filière du gaz naturel [DINCA, 2005]

Extraction Traitement Transport + Stockage + Distribution efficience (%) 99 95 85

Obs. L’efficience est définie comme le rapport entre la masse de gaz naturel qui sort et la masse de gaz naturel qui entre dans l’étape analysée. La différence entre les deux flux représente les pertes du gaz naturel dans l’environnement et la quantité de gaz naturel utilisée pour la production d’énergie électrique nécessaire au fonctionnement de l’étape.

Les principaux polluants générés dans les étapes de la filière de gaz naturel sont présentés dans le tableau 5.8.

Les émissions générées par l’étape de combustion ont été rapportées à l’unité fonctionnelle tandis que les émissions générées par les autres étapes de la filière de gaz naturel ont été rapportées à l’unité de référence choisie.

Pour l’étape de combustion on a déterminé les principaux polluants pour les solutions énergétiques en considérant que les unités de cogénération étaient dimensionnées thermique et électrique.


107

Tableau 5.8. Les émissions des étapes de la filière de gaz naturel [DINCA, 2005]

Etape NOx CO2 CH4 Poussière CO SO2 N2O Extraction (g/1 000 m3)

B. Transylvanie 157 3 790 3 645 0,22 59,3 - - B. Moskova (Shebelinka) 127 3 560 3 485 0,21 52,5 0,015 -

Traitement (g/1 000 m3 gaz traité) B. Transylvanie 10,4 1 841 355 0,014 4,4 1,11 - B. Moskova (Shebelinka) 8,3 1 768 331 0,1 5 2,16 -

Transport (g/1 000 m3 gaz transporté sur 100 km) B. Transylvanie 6 6 149 2 649 0,22 3,9 0,12 - B. Moskova (Shebelinka) 6,1 6 212 2 438 0,2 3,2 0,14 -

La production d’énergie électrique et thermique (tonne / (422 500 MWhth + 106 500 MWhel)) – le dimensionnement thermique

Solution 1 27, 150 750 - 4,3 6,9 1 0,1 Solution 2 27,4 152 628 - 4,3 7,0 1 0,1 Solution 3 26,7 148 829 - 4,2 6,8 1,1 0,08 Solution 4 24,6 137 355 - 3,8 6,3 0,9 0,09 Solution 5 24,3 135 537 - 3,8 6,2 0,9 0,09 Solution 6 22,3 124 397 - 3,5 5,7 0,8 0,08 Solution 7 29 161 983 - 4,5 7,4 1,1 0,1

La production d’énergie électrique et thermique (tonne / (422 500 MWhth + 106 500 MWhel)) – le dimensionnement électrique

Solution 1 26 144 963 - 4,1 6,7 1 0,1 Solution 2 27 147 809 - 4,2 6,8 1 0,1 Solution 3 27 148 829 - 4,2 6,8 1 0,08 Solution 4 26 145 565 - 4,1 6,7 1 0,09 Solution 5 26 145 454 - 4,1 6,7 1 0,09 Solution 6 26 143 190 - 4,1 6,6 1 0,08 Solution 7 29 161 983 - 4,6 7,4 1 1

Les tableaux 5.9. et 5.10. présentent les quantités de combustible nécessaires pour chaque étape de la filière de gaz naturel en considérant que les unités de cogénération ont été dimensionnées thermique et électrique.

Tableau 5.9. La quantité de combustible nécessaire pour chaque étape (tonne/(422 500 MWh th + 106 500 MWh el) = dimensionnement thermique =

Solution 1 Solution 2 Solution 3 Solution 4 Solution 5 Solution 6 Solution 7 La combustion de gaz naturel 50360 50988 49721 45889 45282 41561 54100

Transport + Stockage + Distribution 59248 59986 58495 53987 53273 48895 63647

Traitement 62366 63143 61574 56829 56077 51469 66997 Extraction 62996 63781 62196 57403 56644 51989 67674

Tableau 5.10. La quantité de combustible nécessaire pour chaque étape (tonne/(422 500 MWh th + 106 500 MWh el) = dimensionnement électrique=

Solution 1 Solution 2 Solution 3 Solution 4 Solution 5 Solution 6 Solution 7 La combustion de gaz naturel 48434 49385 49721 48626 48589 47830 54100

Transport + Stockage + Distribution 56981 58100 58495 57207 57164 56271 63647

Traitement 59980 61158 61574 60218 60172 59233 66997 Extraction 60586 61776 62196 60827 60780 59831 67674


108

Le tableau 5.11. présente les relations utilisées pour rapporter les émissions à l’unité fonctionnelle pour les étapes d’extraction, traitement et transport.

Tableau 5.11. Facteurs de conversion [DINCA, 2005] La relation de conversion de g/unité de référence en g/unité fonctionnelle

Extraction combBMBT m

ref_unitemissions

2,0ref_unit

emission8,0 ×⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛×+×

Traitement combBMBT m

ref_unitemissions

2,0ref_unit

emission8,0 ×⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛×+×

Transport combBM_trBMBT_trBT m

ref_unitdistemissions

2,0ref_unitdistemissions

8,0 ×⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ ××+

××

LEGENDE :

BT

BM

emissionsemissions

représentent les émissions collectées dans les étapes de la filière de gaz naturel pour les quantités de

gaz naturel extrait dans le bassin de Transylvanie et de Moskova; refunit _ - l’unité de référence de l’étape ;

BMtr

BTtr

distdist

_

_ représentent la distance de transport entre l’étape d’extraction et l’étape d’utilisation du gaz naturel.

Les relations présentées dans le tableau ci dessus prennent en compte la provenance du gaz naturel, 80 % de Roumanie (le bassin de Transylvanie) et 20 % de Russie (le bassin de Moskova).

Nous avons étudié l’influence de la variation du dimensionnement de l’unité de cogénération sur les émissions globales générées par chaque scénario énergétique. La figure 5.22. présente la variation des émissions en fonction du dimensionnement électrique de l’unité de cogénération pour tous les scénarios énergétiques. Pour comparer les scénarios énergétiques, on a fait varié la quantité d’énergie électrique produite en base dans le domaine 25 000 – 75 000 MWhel pour que l’unité fonctionnelle soit respectée par tous les scénarios énergétiques. Ces valeurs de dimensionnement électrique n’ont pas affecté l’unité fonctionnelle. Le scénario énergétique 7 dont les énergies électrique et thermique ont été produites séparément n’a pas été influencé.

Fig. 5.22. La variation des polluants pour chaque solution énergétique

pour différents dimensionnements électriques.


109

On a constaté que l’augmentation de l’énergie électrique produite en cogénération a une influence positive sur la réduction des émissions. Cependant, l’augmentation de 300 % d’électricité produite en base aboutit à une réduction de 10 à 25 % des polluants.

L’énergie thermique produite dans les unités de cogénérations varie entre 50 000 et 150 000 MWhth en conformité avec l’unité fonctionnelle (Cf. figure 5.23.).

La figure 5.23. met en évidence la réduction des émissions une fois qu’on produit plus d’énergie thermique dans la cogénération. Cependant, dans le cas du scénario 6 avec cycle combiné gaz - vapeur, la production de 150 000 MWhth en base ne permet pas de réduire les émissions puisque la quantité d’électricité produite est supérieure au besoin du consommateur (150 000 MWhth > 106 470 MWhth) et dans ce cas l’unité fonctionnelle n’est plus été respectée.

5.3. Analyse d’impacts environnementaux 5.3.1. Indicateurs d’impact

Nous avons retenu les indicateurs d’impact suivants :

• l’épuisement de réserves naturelles (ADP – depletion of abiotic resources);

• l’effet de serre (GWP – climate change);

• la formation de photo-oxydante (POCP – photo-oxidant formation);

• la toxicité et écotoxicité:

• toxicité sur l’homme (HTP – human toxicity) ;

• écotoxicités eaux douces (FAET), eaux marines (MAETP) et écosystèmes terrestres (TETP);

• acidification (AP – acidification) ;

• eutrophisation (EP – eutrophication).

Les facteurs de caractérisation utilisés sont issus du « Guide on Environmental Life Cycle Assessment », écrit par le Centre des Sciences Environnementales (CML) de l’Université de Leiden aux Pays Bas [GUINEE, 2001]. Les facteurs de caractérisation retenus pour la présente étude sont répertoriés dans le tableau 5.12.

Fig. 5.23. La variation des polluants pour chaque solution énergétique pour différents dimensionnements thermiques.


110

Tableau 5.12. Facteurs de caractérisation retenus pour l'étude Impact Facteur de caractérisation Unité de l'indicateur

Anglais Français Notation

Épuisement des ressources naturelles

Abiotic depletion potential

Potentiel d’épuisement des ressources abiotiques

ADP kg éq. Antimoine

Effet de serre Global Warming Potential

Potentiel de réchauffement global GWP kg éq. CO2

Eutrophisation Eutrophication Potential

Potentiel d’eutrophisation EP kg éq. PO4

3-

Acidification Acidification Potential

Potentiel d’acidification AP kg éq. SO2

Toxicité Human Toxicity Potential Potentiel de toxicité HTP kg éq. 1,4-

dichlorobenzène

Écotoxicité terrestre Terrestrial EcoToxicity Potential

Potentiel d’écotoxicité terrestre TETP kg éq. 1,4-

dichlorobenzène

Écotoxicité marine Marine aquatic EcoToxicity Potential

Potentiel d’écotoxicité marine MAETP kg éq. 1,4-

dichlorobenzène

Écotoxicité en eau douce

Fresh wAter EcoTocixity Potential

Potentiel d’écotoxicité en eau douce

FAETP kg éq. 1,4-dichlorobenzène

Pollution photo-oxydante

Photochemical Ozone Creation Potential

Potentiel de formation d’ozone par voie photochimique

POCP kg éq. éthylène

5.3.1.1. Epuisement des ressources naturelles

Cet indicateur tient compte de la réserve mondiale en gaz naturel et de la quantité de gaz extrait. Dans le tableau 5.13., on a présenté le facteur ADP des diverses ressources.

Tableau 5.13. ADP des diverses ressources [GUINEE, 1995].

Ressources naturelles ADPi (kg antimoine eq./kg)

Antimoine (Sb) 1

Or (Au) 89,5

Mazout 0,0201

Gaz naturel* 0,0187

Charbon lourd 0,0134

Le seul combustible utilisé pendant le cycle de vie est le gaz naturel. Pour déterminer l’impact global d’une étape d’un scénario, il faut multiplier le score de gaz naturel (ADPgaz naturel) par la masse de gaz naturel utilisé dans cette étape en conformité avec la relation 5.2.

∑ ×=i

ii mADPADP , (5.2.)

avec : ADPi – abiotic depletion potential pour la ressource i (gaz naturel), mi – masse de la ressource i utilisé en kg .

*en kg antimony/m3

N gaz naturel


111

5.3.1.2. Effet de serre Dans les analyses de cycle de vie, la contribution à l’effet de serre d’une substance est

évalué grâce au GWP (global warming potential ou potentiel de réchauffement global). Le GWP mesure le forçage radiatif induit par une molécule (c’est à dire la quantité d’infrarouge que la substance peut absorber). Il est exprimé en équivalent CO2, [CMLG, 1992]. Le tableau 5.14. présente le «facteur GWP de diverses substances.

Tableau 5.14. GWP des diverses substances [HOUGHTON et al., 1996].

Substance GWP100 ans i (kg CO2 eq./kg)

GWP20 ans i (kg CO2 eq./kg)

GWP500 ans i (kg CO2 eq./kg)

CO2 1 1 1

CH4 21 56 6,5

N2O 310 280 170

CFC – 11 4 000 5 000 1 400

CFC – 12 8 500 7 900 4 200

CFC – 13 11 700 8 100 13 600

On doit mentionner que dans cette étude on a retenu les valeurs de GWP pour la période de 100 ans.

La relation utilisée pour déterminer l’impact global est présentée ci-dessous :

∑ ×=i

iians mGWPGWP ,100 (5.3.)

avec : GWP100 ans,i – représente le potentiel de réchauffement globale pour une période de 100 ans et pour un polluant i ;

mi – masse de i en kg.

5.3.1.3. Formation de photo-oxydante Tableau 5.15. POCP des diverses substances [CARTER et. al., 1997]

Substances POCPi (kg éthylène eq./kg)

éthylène 1

CO 0,04

Formaldéhyde 0,3

Méthane 0,007

La relation utilisée pour déterminer l’impact des photo-oxydants est présentée ci-dessous :

∑ ×=i

ii mPOCPPOCP (5.4.)

où : POCPi – représente le potentiel de création de l’ozone photochimique pour un polluant i ;


5.3.1.4. Toxicité humaine

Les substances qui ont une influence sur cet indicateur sont présentées dans le tableau 5.16.


112

Tableau 5.16. HTP des diverses substances [HUIJBREGTS et al., 2000].

Substances HTPair, i (kg 1, 4 – DCB eq./kg)

NOx 1,2

poussière 0,82

SO2 0,096

NH3 0,1

Pb1 292

Pb2 3 300

phénol3 0,52

L’indicateur d’impact est calculé par la formule suivante :

∑ ×=i

ii mHTPHTP (5.5.)

où :

HTPi – représente le potentiel de toxicité humaine de i ;


5.3.1.5. Ecotoxicité Pour cette classe d’impact, nous avons trois indicateurs : FAETP pour les eaux douces,

MAETP pour les eaux marines et TETP pour les écosystèmes terrestres.

Le tableau 5.17. présente les substances du cycle de vie du gaz naturel qui contribuent à ces

impacts. Tableau 5.17. FAETP, MAETP et TETP des diverses substances [HUIJBREGTS et al., 1996]

Substance FAETP100 i (kg 1, 4 – DCB eq./kg)

MAETP20 (kg 1, 4 – DCB eq./kg)

TETP500 i (kg 1, 4 – DCB eq./kg)

Pb4 5,6 10-23 11 000 4,6 10-21

Pb5 6,5 750 33

phénol6 1,5 - -

Les relations utilisées pour déterminer ces impacts sont :

∑ ×=i

ii mFAETPFAETP (5.6.)

1 – l’impact sur le sol industriel 2 – l’impact sur l’air 3 – l’impact sur l’air


113

∑ ×=i

ii mMAETPMAETP (5.7.)

∑ ×=i

ii mTETPTETP (5.8.)

avec :

FAETPi – représente la toxicité potentielle de i vis à vis des eaux douces ;

MAETPi – représente la toxicité potentielle de i vis-à-vis des eaux marines ;

TETPi – représente la toxicité potentielle de i vis-à-vis des écosystèmes terrestres ;


5.3.1.6. Acidification L’indicateur utilisé est l’acidification potentielle (AP). Il s’exprime en kilogramme

équivalent SO2 et il est défini comme le rapport entre le nombre de protons libérés par un kg d’une substance sur le nombre de protons libérés par un kilogramme de dioxyde de soufre.

Le tableau 5.18. présente les substances émises par le cycle de vie du gaz naturel qui contribuent à l’acidification.

Tableau 5.18. AP des diverses substances [HEIJUNGS, 1992]

Substances APi (kg SO2 eq./kg)

NH3 1,6

NOx (NO2) 0,5

SO2 1,2

Le potentiel d’acidification (APflux) d’un flux contenant plusieurs substances est donné par la formule [CMLG, 1992]:

∑ ×=i

ii mAPflux_AP (5.9.)

APi – est le potentiel d’acidification de i,

mi – est la masse de i rejetée

5.3.1.7. Eutrophisation Le tableau 5.19. présente les substances rejetées par le cycle de vie du gaz naturel, qui

contribuent à l’acidification. Tableau 5.19. EP des diverses substances [HEIJUNGS, 1992]

Substances EPi (kg PO3-4 eq./kg)

NO 0,2

NO2 0,13

NH3 0,35

La contribution d’un effluent à l’eutrophisation est évaluée selon la formule suivante

[CMLG, 1992]:


∑ ×=i

ii mEPfluxEP _ (5.10.)

EPi – est le potentiel d’eutrophisation de i,

mi – est la masse de i en kg.

5.3.2. Interprétations des résultats de l’analyse d’impact

Les figures 5.24. – 5.33. permettent de comparer les scénarios énergétiques au regard de leurs impacts environnementaux. Pour les indicateurs globaux d’impact comme l’ADP et le GWP, on a comparé les scénarios énergétiques sur l’ensemble du cycle de vie, car ces impacts sont additifs. En revanche, pour les indicateurs locaux comme la toxicité, l’eutrophisation, on a comparé les scénarios énergétiques étape par étape car les impacts ne sont pas additifs.

Il faut souligner que toutes les solutions énergétiques de cogénérations ont été dimensionnées d’un point de vue thermique. Ce dimensionnement a été retenu afin de maximiser le rendement des solutions de cogénération, l’énergie thermique doit être livrée au consommateur en totalité.

En général, les émissions liées à la combustion du gaz naturel dépendent de la quantité de gaz naturel utilisée pour couvrir le nécessaire énergétique du consommateur. De plus, les émissions dans l’environnement dépendent des méthodes d’épuration primaires et secondaires utilisées par la solution énergétique. Pour ne favoriser aucune solution énergétique, on a considéré que toutes les solutions énergétiques disposent de la même technique de réduction des polluants – brûleurs bas NOx pour la réduction de NOx.

Comparaison entre les scenarios selon ADP

900

1000

1100

1200

1300S1

S3

S4

S5S6

S2

S7

ADP (t equiv.antimony)

La figure 5.24. pconsommation de gaz natu880 t eq. antimoine, pour le2 avec turbine à vapeur électrique et thermique), L’indicateur d’ADP dépenrendement pour les étapes les scénarios énergétiques, énergétique de la solution e
Fig. 5.24. La comparaison des scénarios selon ADP.
114

résente la comparaison entre les scénarios énergétiques pour la rel. Pour les solutions de cogénération, l’indicateur d’ADP varie entre scénario 6 avec cycle combiné, à 1 200 t eq. antimoine (pour le scénario en contre pression). Le scénario 7 (la production séparée d’énergie présente la valeur la plus grande environ 1 300 t eq. antimoine. d du rendement global du cycle de vie du gaz naturel. Comme le d’extraction, traitement, transport et stockage sont les mêmes pour tous la seule différence est le rendement de la combustion. Plus le rendement st grand, plus l’indicateur ADP est petit.


115

Comparaison entre les scenarios selon GWP

150000

170000

190000

210000

230000S1

S3

S4

S5S6

S2

S7

GWP (t equiv. CO2)

La figure 5.25 a. présente la comparaison entre les scénarios énergétiques selon l’indicateur GWP. Celui-ci varie entre 149 000 tonnes eq. CO2 et 220 000 tonnes eq. CO2. Le classement des scénarios énergétiques est identique à celui obtenu pour l’indicateur ADP. L’impact au changement climatique du scénario 7 est supérieur de plus de 30 % à celui du scénario 6. Ces deux scénarios ont respectivement l'impact maximal et le minimal pour l’effet de serre. La participation des polluants à l’effet de serre pour chaque étape du cycle de vie du gaz naturel est présentée dans les figures 5.25. b et c.

Les figures 5.25. b et c mettent bien en évidence l’importance majeure de l’étape de combustion à l’effet de serre (plus de 65 %) d’une part et l’importance de CH4 à l’effet de serre, plus de 80 %, pour les étapes d’extraction, de traitement et de transport d’autre part. Cependant, même si CH4 représente la principale émission avant l’étape de combustion, globalement, l’émission de CO2 a la plus grande participation à l’effet de serre (plus de 65 %). L’émission de N2O n’a pas une influence significative sur l’effet de serre.

Fig. 5.25. a. La comparaison des scénarios selon GWP.

Participation des polluants à l’effet de serre pour chaque étape du cycle de vie du gaz naturel

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Extraction Traitement Transport Combustion

t eq,

CO

2 N2O

CH4

CO2

Fig. 5.25.b. Participation des polluants à l’effet de serre.

Partic ipation des polluants à l’effet de serre pour chaque étape du cycle de vie du gaz naturel

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000


t eq,

CO

2 N2OCH4CO2

Fig. 5.25.c. Participation des polluants à l’effet de serre.


116

Comparaison entre les scenarios selon GWP

020000400006000080000

100000120000140000160000180000


tonn

e éq

v. C

O2 S1

S2S3S4S5S6S7

La figure 5.26. présente la comparaison entre les scénarios énergétiques pour le cycle de vie du gaz naturel selon GWP. On retrouve les mêmes résultats que pour les figures 5.25. b et c.

Comparaison entre les scenarios selon EP

0

1

2

3

4

5


tonn

e éq

v. P

O43- S1

S2S3S4S5S6S7

La figure 5.27. présente les évaluations de l’impact eutrophisation des scénarios énergétiques selon EP, en distinguant les étapes du cycle de vie du gaz naturel.

Les figures 5.27. b et c montrent l’importance majeure de l’émission de NOx pour l’eutrophisation avec une contribution proche de 100 %. La participation de l’ammoniac à

Fig. 5.27. a. La comparaison entre les scénarios pour chacun étape de cycle de vie selon EP.

Fig. 5.26. La comparaison entre les scénarios pour chacun étape de cycle de vie selon GWP.

Fig. 5.27.b. Participation des polluants à l’eutrophisation. Fig. 5.27.c. Participation des polluants à l’eutrophisation.


117

l’eutrophisation est inférieure de 0,1 %. Pour l’ensemble des scénarios énergétiques, la contribution de l’étape de combustion à l’eutrophisation est supérieure de 50 % (Cf. les figures 5.27. c).

Comparaison entre les scenarios selon POCP

0

5

10

15

20

25

30


tone

éqv

. éth

ylèn

eS1

S2

S3

S4

S5

S6

S7

La figure 5.28.a présente les résultats de la pollution photo-chimique selon POCP, pour chaque étape de cycle de vie du gaz naturel. On constate que pour l’ensemble des scénarios énergétiques, l’étape de transport du gaz naturel est le principal responsable de cette pollution, le POCP variant de 19 à 25 tonnes eq. éthylène. L’étape de transport contribue à plus de 90% de la pollution photo oxydante, quelle que soit la solution énergétique.

Les figures 5.28. b et c mettent en évidence l’importance majeure de CH4 pour les étapes d’extraction, traitement et transport tandis que pour l’étape de combustion c’est le CO qui a la plus grande contribution. Globalement sur l’ensemble du cycle de vie du gaz naturel, le CH4 contribue à plus de 95 % à la pollution photo oxydante (Cf. figure 5.28. c).

Fig. 5.28. a. La comparaison entre les scénarios pour chacun étape de cycle de vie selon POCP.

Fig. 5.28.b. La participation des polluants à POCP. Fig. 5.28.c. La participation des polluants à POCP.


118

Comparaison entre les scenarios selon HTP

0

10

20

30

40

50


tonn

e éq

v. 1

,4 D

CB S1

S2

S3

S4

S5

S6

S7

En ce qui concerne le toxicité humaine, on constate que l’étape de combustion présente les plus grandes valeurs d’HTP (figure 5.29.). Pour cette étape, les valeurs d’HTP sont comprises entre 30 et 39 tonnes eq. 1,4 DCB. L’étape de combustion est à l’origine de 40 % de la valeur d’HTP pour l’ensemble du cycle de vie. Les autres étapes d’extraction, de traitement et de transport ont respectivement une contribution à l’indicateur d’HTP de 25 %, 20 % et 15 %.

Les principaux polluants incriminés pour cette toxicité sont le NOx pour les étapes d’extraction, transport et combustion, les poussières pour l’étape d’extraction et combustion et le plomb pour l’étape de traitement (Cf. figure 5.29. b). Pour l’ensemble du cycle de vie, l’émission de NOx a eu la plus grande contribution (plus de 60 %) tandis que les poussières et le plomb ont respectivement une part de responsabilité de 18 % et 18,5 % (Cf. figure 5.29. c).

Pour l’acidification, l’étape de combustion reste le premier responsable avec une variation de AP comprise entre 12 et 16 tonnes eq. SO2 (figure 5.30). La participation de cette étape à l’impact global du cycle de vie du gaz naturel dépasse 50 %.

Fig. 5.29.a. Comparaison entre les scénarios pour chacun étape du cycle de vie selon HTP.

Fig. 5.29.b. Participation des polluants à HTP. Fig. 5.29.c. Participation des polluants à HTP.


119

Comparaison entre les scenarios selon AP

0

5

10

15

20


tonn

e éq

v. S

O2

S1

S2

S3

S4

S5

S6

S7

Les principaux polluants qui ont contribué à l’acidification sont NOx et SO2 (Cf. figure 5.30. b). Cependant, le NOx contribue à plus de 90 % à l’acidification au niveau des étapes de combustion, transport et extraction et surtout au niveau de l’étape de traitement (60%). Globalement, pour l’ensemble du cycle de vie, l’émission de NOx contribue à plus de 95 % de l’impact acidification (Cf. figure 5.30. c). Les étapes responsables de cet impact sont la combustion à hauteur de 57 %, suivie de l’extraction à hauteur de 22% et enfin le transport à hauteur de 19 %.

Pour l’impact écotoxique, les indicateurs FAETP, MAETP et TETP ont été évalués uniquement pour le plomb qui est le seul polluant identifié de la filière du gaz naturel pour cette classe d’impact. C’est l’étape de traitement qui en émet le plus.

Comparaison entre les scenarios selon FAETP

0

0,005

0,01

0,015

0,02

0,025

0,03

0,035


tonn

e éq

v. 1

,4 D

CB

S1

S2

S3

S4

S5

S6

S7

Fig. 5.30. a. Comparaison entre les scénarios pour chacun étape de cycle de vie selon AP.

Fig. 5.31. Comparaison entre les scénarios pour chacun étape de cycle de vie selon FAETP.

Fig. 5.30.b. Participation des polluants à l’acidification. Fig. 5.30.c. Participation des polluants à l’acidification.


120

Comparaison entre les scenarios selon MAETP

0

10

20

30

40

50

60


tonn

e éq

v. 1

,4 D

CB S1

S2

S3

S4

S5

S6

S7

Comparaison entre les scenarios selon TETP

00.020.040.060.08

0.10.120.140.160.18


tonn

e éq

v. 1

,4 D

CB S1

S2

S3

S4

S5

S6

S7

5.4. Conclusions : Points faibles et points fort environnementaux du cycle de vie du gaz naturel Au regard des ressources et sur l’ensemble du cycle de vie du gaz naturel, l’étape de combustion consomme la plus grande quantité d’énergie primaire (presque 80 %). Cependant, on a montré que la solution cycle combiné gaz – vapeur (scénario 6) réduit la consommation de gaz naturel de plus de 40 % de celle de la production séparée (scénario 7). L’utilisation des solutions de cogénération permet de réduire considérablement la consommation d’énergie.

En ce qui concerne l’effet de serre, l’étape de combustion est la plus polluante. D’après notre inventaire, les substances qui contribuent à l’effet de serre sont le CO2 pour l’étape de combustion, le CH4 pour les étapes de transport et d’extraction et le N2O pour les étapes de combustion et de traitement. Pour réduire cet impact, il faudrait agir en priorité sur le CO2 émis par l’étape de combustion.

Le NOx représente le principal polluant participant à l’eutrophisation. En fait, sa participation est presque de 100 % pour chaque étape de cycle de vie du gaz naturel. L’étape qui en émet le plus est la combustion (à hauteur de 55 %). Le NOx représente également le principal polluant pour la toxicité humaine (plus de 70 %) et 95 % de son émission contribuant à l’acidification a été généré par l’étape de combustion.

Compte tenu de l’importance des impacts environnementaux du NOx générés par la combustion, on pourrait appliquer des méthodes primaires ou secondaires d’épuration des fumées de combustion telles que la recirculation externe des fumées, le « reburning » ou utiliser des

Fig. 5.32. La comparaison entre les scénarios pour chacun étape de cycle de vie selon MAETP.

Fig. 5.33. Comparaison entre les scénarios pour chacun étape de cycle de vie selon TETP.


121

brûleurs bas NOx ou des procédés SNCR (réduction sélective non catalytique) et des procédés SCR (réduction sélective catalytique).

Vis à vis de la pollution photo – oxydante, l’étape de transport en est le principal responsable et ceci à cause des fuites de méthane dans l’environnement. Pour améliorer cette situation, on pourrait proposer des solutions permettant d’éviter l’apparition des hydrates dans les gazoducs.

Pour les impacts écotoxiques qui sont relativement faibles, l’amélioration passe par des solutions de traitement du plomb à l’étape de traitement du gaz naturel.

Enfin, notre étude montre que le scénario 6, cycle combiné gaz – vapeur est le scénario qui respecte le plus l’environnement.

5.5. Analyse de sensibilité L’analyse de sensibilité a pour objectif d’identifier les paramètres qui peuvent avoir une

influence significative sur les émissions générées par le cycle de vie du gaz naturel. Les paramètres retenus pour cette analyse sont :

• l’indice de structure du consommateur en tenant compte du dimensionnement des unités de cogénération ;

• la provenance du gaz naturel.

5.5.1. Influence de l’indice de structure et du dimensionnement des unités de cogénération

Les scénarios énergétiques ont été analysés pour l’unité fonctionnelle suivante :

anMWhMWhFU elth /)470106500422(.. +=

Compte tenu de l’entrée de la Roumanie dans l’Union Européenne, il est fort probable que l’indice de structure du consommateur augmente à moyen terme. Actuellement, dans l’UE, l’indice de structure moyen pour le secteur résidentiel et tertiaire est de 0,4. On considère donc une augmentation de l’indice de structure ( )4,0252,0 →=sy . Pour cela, deux situations se présentent :

Situation A : augmentation de la quantité d’énergie électrique demandée par le consommateur ;

Situation B : réduction de la quantité d’énergie thermique demandée par le consommateur ;

Pour déterminer l’unité fonctionnelle pour ces deux situations, on considère pour la situation A que le besoin électrique annuel pour une personne est de 1,69 MWhel (déterminé en tenant compte de l’unité fonctionnelle définie au paragraphe 4.3.) tandis que pour la situation B le besoin thermique annuel pour une personne est de 2,66 MWhth. Dans ces cas, l’unité fonctionnelle est :

Situation A : an/)MWh000169MWh500422(.F.U elth +=

Situation B : an/)MWh470106MWh175266(.F.U elth +=

Pour chaque situation, on détermine l’influence de la variation de l’indice de structure sur les émissions pour deux valeurs de dimensionnement électrique et thermique de l’unité de cogénération. Les valeurs de dimensionnements ont été choisies, pour maximiser les quantités d’énergie thermique et électrique produite dans la cogénération.


122

Pour déterminer l’influence des unités de cogénération sur le classement des scénarios énergétiques, on considère deux valeurs pour l’énergie thermique et électrique produite en base. Ces valeurs sont proposées arbitrairement et ne dépassent pas le besoin du consommateur. Les dimensionnements thermique et électrique de l’unité de cogénération sont les suivants :

• thermique

o Q_base = 50 000 MWhth ;

o Q_base = 169 000 MWhth ;

• électrique

o E_base = 50 000 MWhel ;

o E_base = 100 000 MWhel.

Pour chaque dimensionnement et pour chaque situation, on a déterminé les émissions pour tous les scénarios énergétiques.


123

Tableau 5.20. Les émissions de chaque scénario pour Q_base = 50 000 MWhth Q_base = 50 000 MWhth

CO2 ../ FUtonne

CH4 ../ FUtonne

SO2 ../ FUtonne

NOx

../ FUtonne CO

../ FUtonne Poussière

../ FUtonne Situation de référence 252,0=sy

S1 167 192 4 450,7 1,56 53,8 19,25 4,8 S2 168 196 4 477,4 1,56 54,1 19,36 4,83 S3 166 165 4 423,4 1,55 53,5 19,13 4,77 S4 169 751 4 518,8 1,58 54,6 19,54 4,88 S5 159 059 4 234,3 1,48 51,2 18,31 4,57 S6 153 103 4 075,7 1,42 49,3 17,63 4,4 S7 173 196 4 610 1,61 55,7 19,94 4,98

A. 4,0=sy S1 205 000 4 150 1,8 59 20 6 S2 206 000 4 170 1,8 59 20 6 S3 204 000 4 130 1,8 58 20 6 S4 207 500 4 200 1,8 59 20 6 S5 197 000 3 990 1,7 56 19 6 S6 191 000 3 870 1,7 55 18 5 S7 211 000 4 270 1,8 61 21 6

B. 4,0=sy S1 121 000 2 500 1,1 35 12 3,5 S2 123 000 2 500 1,1 35 12 3,5 S3 119 000 2 400 1 34 12 3,4 S4 126 000 2 600 1,1 36 12 3,6 S5 105 000 2 100 0,9 30 10 3 S6 93 000 1 900 0,8 27 9 3,7 S7 133 000 2 700 1,2 38 13 3,8

Tableau 5.21. Les émissions de chaque scénario pour Q_base = 169 000 MWhth Q_base = 169 000 MWhth

CO2 ../ FUtonne

CH4 ../ FUtonne

SO2 ../ FUtonne

NOx

../ FUtonne CO



S1 150 000 3 000 1,3 43 15 4 S2 154 000 3 100 1,3 44 15 4 S3 147 000 3 000 1,3 42 14,5 4 S4 159 000 3 200 1,4 46 16 4,5 S5 142 000 2 900 1,2 41 14 4 S6 144 000 2 900 1,3 42 14,2 4 S7 170 000 3 500 1,5 49 17 5

A. 4,0=sy S1 191 000 3 900 1,7 55 19 5,5 S2 194 000 3 900 1,7 56 19 5,5 S3 188 000 3 800 1,6 54 18,5 5 S4 200 000 4 000 1,7 57 20 5,7 S5 164 000 3 300 1,4 47 16 5 S6 144 000 2 900 1,3 42 14 4 S7 211 000 4 300 1,8 61 21 6

B. 4,0=sy S1 113 000 2 300 1 33 11 3 S2 116 000 2 400 1 33 11,5 3 S3 109 500 2 200 0,95 32 11 3 S4 121 500 2 500 1,1 35 12 3,5 S5 104 500 2 100 0,9 30 10 3 S6 106 700 2 200 0,9 31 10,5 3 S7 133 000 2 700 1,2 38 13 4


124

Selon les tableaux 5.20. et 5.21., l’augmentation de la quantité d’énergie thermique produite en base n’a aucune influence sur le choix du meilleur scénario énergétique. Cependant, cette remarque reste valable si la quantité d’énergie électrique produite en cogénération ne dépasse pas le besoin d’énergie électrique du consommateur. Pour la solution de cogénération avec cycle combiné gaz-vapeur, l’énergie thermique produite en base ne devrait pas dépasser 169 000 MWhth puisque pour une valeur supérieure l’unité fonctionnelle n’est plus respectée.

C’est évident que dans les conditions de maximisation de l’énergie thermique produite en base, les quantités totales d’émissions diminuent indépendamment du scénario énergétique ou de l’indice de structure.

On remarque également que les scénarios 5 (moteur thermique) et 6 (cycle combiné gaz-vapeur) se disputent la première place. Dans la situation de référence et la situation B, le scénario 6 n’a pas été avantagé car il a produit plus d’énergie électrique par rapport aux besoins du consommateur. En revanche, la situation A avantage le scénario 6 car il produit toute l’électricité demandée par le consommateur dans l’unité de cogénération.

Notons que l’on ne peut pas comparer les situations A et B entre elles car on n’a pas la même unité fonctionnelle.

Tableau 5.22. Les émissions de chaque scénario pour E_base = 50 000 MWhel E_base = 50 000 MWhel

CO2 ../ FUtonne

CH4 ../ FUtonne

SO2 ../ FUtonne

NOx

../ FUtonne CO



S1 152 000 3 100 1,3 44 15 4 S2 155 500 3 150 1,35 45 15 4,5 S3 156 500 3 200 1,4 45 15,5 4,5 S4 160 000 3 200 1,4 45 15,5 4,5 S5 153 000 3 100 1,3 44 15 4 S6 150 000 3 050 1,3 43 15 4 S7 170 000 3 450 1,5 49 17 5

A. 4,0=sy S1 193 000 3 900 1,7 55 19 5,5 S2 196 000 4 000 1,7 56 19 5,6 S3 197 000 4 000 1,7 57 19,5 5,7 S4 197 500 4 000 1,7 57 19,5 5,7 S5 193 500 3 900 1,7 56 19 5,5 S6 191 000 3 850 1,6 55 19 5,5 S7 211 000 4 250 1,8 61 21 6

B. 4,0=sy S1 115 000 2 300 1 33 11 3 S2 118 000 2 400 1 34 12 3 S3 119 000 2 400 1 34 12 3,5 S4 119 000 2 400 1 34 12 3,5 S5 116 000 2 350 1 33 11 3 S6 113 000 2 300 1 32,5 11 3 S7 133 000 2 700 1,2 38 13 4

Selon les tableaux 5.22. et 5.23., la maximisation de l’électricité dans la solution de

cogénération permet de réduire les émissions. Dans ce cas, le scénario 6 est avantagé quelles que soient les situations A et B.


125

Tableau 5.23. Les émissions de chaque scénario pour E_base = 100 000 MWhel E_base = 100 000 MWhel

CO2 ../ FUtonne

CH4 ../ FUtonne

SO2 ../ FUtonne

NOx

../ FUtonne CO



S1 135 000 2 700 1,2 39 13,3 3,9 S2 141 000 2 850 1,2 40,5 13,9 4 S3 143 000 2 900 1,25 41 14 4,1 S4 143 000 2 900 1,25 41 14 4,1 S5 136 000 2 750 1,2 39 13,4 3,9 S6 131 000 2 650 1,1 38 12,9 3,8 S7 170 000 3 450 1,5 49 16,8 4,9

A. 4,0=sy S1 175 000 3 550 1,5 50,5 17 5 S2 181 000 3 700 1,6 52 18 5,2 S3 183 000 3 700 1,6 53 18 5,3 S4 184 000 3 700 1,6 53 18 5,3 S5 176 000 3 600 1,5 51 17 5 S6 171 000 3 500 1,5 49 17 4,9 S7 211 000 4 300 1,8 61 21 6

B. 4,0=sy S1 97 000 2 000 0,85 28 9,5 2,8 S2 103 000 2 100 0,9 30 10 3 S3 105 000 2 150 0,9 30 10 3 S4 106 000 2 150 0,9 30,5 10,5 3 S5 98 000 2 000 0,85 28 10 3,8 S6 93 000 1 900 0,81 27 9 3,7 S7 133 000 2 700 1,2 38 13 3,8

Par rapport au dimensionnement thermique, le dimensionnement électrique n’influence pas le classement des scénarios énergétiques quelle que soit la situation analysée. Le dimensionnement électrique de l’unité de cogénération favorise les unités de cogénération avec un grand indice de cogénération. Cependant, la différence entre les unités de cogénération n’est pas grande car la quantité d’énergie électrique produite en cogénération est la même pour toutes les solutions.

L’augmentation de la quantité d’énergie électrique produite en base (100 000 MWhel) tout en restant inférieure à la demande du consommateur, ne modifie pas le classement des scénarios énergétiques mais elle réduit les émissions produites par les solutions énergétiques (sauf pour la solution 7). En effet, si on compare les diverses situations définies par la quantité d’énergie électrique produite en base, les émissions seront d’autant plus élevées que la quantité d’énergie électrique diminuera dans l’unité de cogénération.

En augmentant l’indice de structure à 4,0=sy , on obtient, d’un point de vue environnemental, le même classement des scénarios énergétiques à savoir : le scénario 6 reste le meilleur pour la situation A indépendamment du dimensionnement et pour la situation B seulement pour le dimensionnement électrique. Pour le dimensionnement thermique de la situation B, c’est le scénario 5 le plus respectueux de l’environnement.

Si la quantité d’énergie électrique produite en base augmente, les solutions énergétiques avec un petit indice de structure sont désavantagées car la production d’énergie thermique peut dépasser la demande d’énergie thermique du consommateur.


126

5.5.2. L’influence de la provenance du gaz naturel

En tenant compte de la consommation actuelle de gaz naturel en Roumanie et de la quantité de gaz naturel importée qui augmente annuellement, on se propose d’étudier deux variantes sur la provenance du gaz naturel:

• la variante A – 80 % provenant de Roumanie et 20 % de Russie – situation actuelle en Roumanie;

• la variante B – 50 % provenant de Roumanie et 50 % de Russie – situation probable à moyen terme.

On a calculé les émissions pour un indice de structure moyen de ys=0,252 et pour les dimensionnements suivants :

• dimensionnement thermique thbase MWhQ 000100= ;

• dimensionnement électrique elbase MWhE 00050= .

Les émissions générées pour chaque scénario énergétique et pour chaque étape du cycle de vie du gaz naturel ainsi que les émissions générées globalement sont présentées en annexe II.

Selon les tableaux A II 1 – 4, les émissions de CO2 augmente au fur et à mesure que la proportion du gaz naturel provenant de Russie augmente. Ceci s’explique par la distance de transport (plus grande dans le cas de l’extraction du gaz naturel de Russie) et par le type d’installation utilisée dans l’étape de transport.

On a déterminé la masse de gaz naturel nécessaire dans les étapes d’extraction, traitement et transport (mtransp, mtraitement, mextraction).

La comparaison des deux variantes pour les deux dimensionnements met en évidence les conclusions suivantes :

• pour chaque variante, les émissions de CO2, NOx, CO, poussières, SO2 et CH4 sont plus petites (presque 20 % pour tous les polluants) pour le dimensionnement thermique que pour dimensionnement électrique puisqu’on a produit plus d’électricité en cogénération pour le dimensionnement thermique que pour le dimensionnement électrique;

• pour chaque dimensionnement, l’augmentation de la part de gaz naturel de Russie conduit vers l’augmentation des émissions (CO2, NOx, CO, poussière, SO2 et CH4) ; pour le dimensionnement thermique des unités de cogénération, l’augmentation des émissions varie entre 1 et 2 % pour tous les polluants ; l’augmentation des émissions dans le cas du dimensionnement électrique est comprise entre 2 et 2,5 % pour les polluants analysés ;

• le scénario 7 dont l’électricité et la chaleur sont produites séparément ne présente pas de différences pour une même variante car le dimensionnement a été appliqué uniquement pour les unités de cogénération ; cependant, les émissions (CO2, NOx, CO, poussière, SO2 et CH4) générées dans la variante B sont 2 % plus grandes que celles de la variante A.

En conclusion, la provenance de gaz naturel n’influence pas d’une manière significative le classement des scénarios énergétiques, ni la quantité des émissions générées.


127

Les figures 5.34. et 5.35. montrent la variation des émissions pour les deux types de dimensionnement (thermique et électrique) quand 50 % du gaz naturel provient du bassin de Transylvanie et 50 % bassin de Moskova et quand il provient en totalité de la Russie. On constate que les émissions de CH4 sont les plus influencées en augmentant, par rapport à la situation de référence, de 30 % pour la provenance (50 % BT + 50 % BM) et de 90 % pour la provenance (100 % BM).

-100

102030405060708090

100

[%]

CO2 SO2 NOx CO poussière CH4

Comparaison entre la provenance de gaz naturel de 50 % respectivement 100 % de Bassin de Moskova face à la situation de référence (80 % B.T.

+ 20 % B.M.) - dimensionnement thermique

50 % BT + 50 % BM 100 % BM

0102030405060708090

100

[%]

CO2 SO2 NOx CO poussière CH4

Comparaison entre la provenance de gaz naturel de 50 % respectivement 100 % de Bassin de Moskova face à la situation de référence (80 % B.T.

+ 20 % B.M.) - dimensionnement électrique

50 % BT + 50 % BM 100 % BM

Fig. 5.34. Variation des émissions selon la provenance du gaz naturel.

Fig. 5.35. Variation des émissions selon la provenance du gaz naturel.


128

6. COMPARAISON TECHNICO – ECONOMIQUE L’objectif de ce chapitre est de comparé d’un point de vue technique et économique les scénarios énergétiques choisis. Cette analyse technico – économique ne prendra en compte seulement l’étape de combustion pour les 7 solutions énergétiques proposées car les étapes de cycle de vie en amont de la combustion sont identiques.

6.1. Famille de critères économiques Les critères économiques doivent permettre d’établir la solution énergétique qui produit

l’énergie électrique et thermique à moindre coût.

Les critères économiques sont : les investissements économiques effectifs, le coût annuel d’exploitation de la centrale énergétique et la taxe sur le CO2 prévue par l’Union européenne. On n’a pas pris en compte le coût de démantèlement car cette étape n’a pas été prise en compte dans notre étude.

Ces critères sont évalués en fonction de l’unité fonctionnelle définie dans le paragraphe 4.3.

Les investissements effectifs Ces investissements représentent la totalité des coûts concernant la conception et la construction des installations.

Le tableau 6.1 présente la puissance électrique installée pour les unités de cogénération en considérant que leur dimensionnement thermique est de 100 000 MWhth.

Tableau 6.1. Les quantités d’énergie électrique et thermique produites par chaque unité de cogénération.

Puissance installée Energie électrique Energie thermique Unité de cogénération (MW) MWh/an MWh/an S1 4,1 33 000 100 000 S2 4,1 33 000 100 000 S3 6,3 50 000 100 000 S4 3,12 25 000 100 000 S5 10 80 000 100 000 S6 12,5 100 000 100 000

Le tableau 6.2 présente la puissance installée pour les unités de production séparée d’énergie électrique. Pour produire l’énergie électrique, on utilise une turbine à vapeur à condensation.

Tableau 6.2. La quantité d’énergie électrique produite séparément pour chaque solution énergétique

Puissance installée Energie électrique Solution énergétique (MW) MWh/an S1 36,7 73 470 S2 36,7 73 470 S3 28,2 56 470 S4 15,7 31 470 S5 13,2 26 470 S6 3,2 6 470 S7 13,3 106 470

Pour la production séparée d’énergie thermique, on a choisi une centrale thermique (chaudière) dont la durée de fonctionnement est de 4 000 h/an.

L’investissement effectif total est déterminé en sommant l’investissement de chaque unité d’une solution énergétique.

Le tableau 6.3 présente les relations utilisées pour chaque unité de cogénération pour déterminer l’investissement effectif total.


129

Tableau 6.3. Les fonctions utilisées pour chaque unité de cogénération

Unité de cogénération La fonction utilisée Référence bibliographique

Turbine à vapeur avec des puissances électriques inférieure à 40 MW

Pei ×−×= 0278,076,1767 [KANWARPAL,

2000] Turbine à vapeur avec des puissances électriques

supérieure à 40 MW 776=ecgi [DUNN, 2000]

Turbine à gaz avec postcombustion pcP Pei ×+×= ×− 4002,1306 0338,0 [DUNN, 2000]

Turbine à gaz sans postcombustion Pei ×−×= 0338,002,1306 [LENSSEN, 2001]

Cycle combiné gaz-vapeur Pei ×−×= 0375,098,1213 [REICHER, 2000]

Moteur à gaz Pei ×−×= 0415,077,1146 [DUNN, 2000]

i – investissement effectif, en $ US/kWe ;

P – puissance électrique de l’unité de cogénération, en MWe.

Ppc – puissance de la postcombustion, en MWth. Pour la turbine à gaz avec postcombustion, l’investissement effectif est égal à la somme de l’investissement effectif d’une turbine à gaz sans postcombustion et de 40 $ par MWth produit par la postcombustion [DUNN, 2000].

Pour déterminer l’investissement de l’unité de production séparée d’énergie électrique, on a utilisé la même relation que celle pour la turbine à vapeur à contre pression ou avec soutirage. On a admis que l’investissement spécifique de la production séparée d’énergie thermique est de 80 $US/kWth.

Tableau 6.4. L’investissement effectif pour chaque unité de cogénération (103 $ US)

Puissance [MWe] Unité de cogénération 0,01 0,1 1 5 10 20

Durée de vie [ans]

Disponibilité[%]

Turbine à vapeur** 0,01767 0,17629 1,7193 7,6918 13,387 20,276 25 90*

Turbine à gaz sans

postcombustion 0,01306 0,13016 1,2626 5,515 9,315 13,287 20 90*

Cycle combiné gaz-vapeur - - - 5,032 8,344 11,47 25 90*

Moteur à gaz 0,01146 0,1142 1,10016 4,659 - - 15 * - la disponibilité est choisie, pour une durée annuelle de fonctionnement de 8 000 h

** - la turbine à vapeur avec soutirage et à contre-pression

Selon le tableau 6.4, la solution de cogénération avec moteur à gaz n’est pas disponible pour les puissances électriques supérieures à 8 MWe. En revanche, la solution de cogénération avec cycle combiné gaz – vapeur n’est pas disponible pour les puissances électriques inférieure à 4 MWe, [REICHER, 2000].

L’investissement effectif total (itot) pour chaque solution énergétique est calculé de la manière suivante :

esteseestot iiii ++= (6.1.)

avec :

ies : l’investissement effectif pour chaque unité de cogénération, en $/an ;

iese : l’investissement effectif pour unité de la production séparée d’électricité, en $/an ;

iest : l’investissement effectif pour unité de la production séparée de chaleur, en $/an ;


130

Le résultat du calcul pour chaque solution énergétique et pour les deux types de dimensionnement est présenté dans le tableau qui suit :

Tableau 6.5. L’investissement effectif pour chaque solution énergétique

Unité de cogénération Electrique séparée Thermique séparée Solution

énergétique P (MW) ( )ankies /$

P (MW) ( )ankiese /$

P (MW) ( )ankiest /$

S1 4,1 260 36,7 936 40,3 129

S2 4,1 260 36,7 936 40,3 129

S3 6,3 330 28,2 911 40,3 129

S4 3,12 209 40,7 1 264 40,3 129

S5 10 505 13,2 648 40,3 129

S6 12,5 380 3,2 209 40,3 129

S7 0 0 53,2 1 652 52,8 169

D’après le tableau 6.6, l’investissement pour le dimensionnement thermique des unités de cogénération est plus faible que celui pour le dimensionnement électrique des unités de cogénération.

Tableau 6.6. L’investissement total pour chaque solution énergétique

L’investissement

totale

L’investissement

totale

( )UF/US$kieffectif ( )UF/US$kieffectif

Solution

énergétique

100 000 MWhth 50 000 MWhel

S1 1 325 1 391

S2 1 325 1 391

S3 1 370 1 370

S4 1 602 1 355

S5 1 282 1 423

S6 718 1 300

S7 1 821 1 821

Frais d’exploitation

Ces frais ( annuelleloitationCexp ) représentent la somme des frais suivants :

• coût du combustible (Ccomb) ;

• salaires des employés (Csal) ;

• frais de réparation et d’entretien (maintenance) (Crep);

• autres frais (Caux).

auxrepsalcombannuelleloitation CCCCC +++=exp (6.2.)


131

Coût du combustible Ce coût est proportionnel à la quantité de gaz naturel nécessaire pour satisfaire l’unité fonctionnelle. Le tableau 6.7 présente cette quantité pour les deux dimensionnements de l’unité de cogénération et pour deux valeurs de l’indice de structure.

Tableau 6.7. Masse de gaz naturel (tonnes) consommée par UF

Dimensionnement thermique Dimensionnement électrique Les solutions

énergétiques *c 252,0y = *4,0=cy *

c 252,0y = *4,0=cy

S1 63 000 79 150 60 600 76 700

S2 63 800 79 950 61 800 78 000

S3 62 200 78 350 62 200 78 350

S4 65 000 81 150 62 300 78 450

S5 56 650 72 800 60 800 76 900

S6 52 000 68 150 59 850 76 000

S7 67 700 83 800 67 700 83 800 * - l’indice de structure du consommateur augmente avec l’accroissement de la demande d’énergie électrique de 106 470 MWhel à 169 000 MWhel

La solution 6 est la solution qui consomme le moins de gaz naturel quel que soit le cas analysé. La solution énergétique qui présente la plus grande consommation de gaz naturel est la production séparée d’énergies électrique et thermique.

D’après l’Agence Nationale concernant la Réglementation du gaz naturel, le prix du gaz naturel était au 01/06/06, de 148,75 $US/1 000 Nm3.

En prenant les quantités de gaz consommées du tableau 6.7 et compte tenu que la masse volumique du gaz naturel est de 0,749 kg/Nm3, on a calculé le coût du combustible pour chaque solution énergétique (Cf. tableau 6.8).

Tableau 6.8 Frais de combustible pour chaque solution énergétique (mil. $US)

Dimensionnement thermique Dimensionnement électrique Solution

énergétique 252,0yc = 4,0=cy 252,0yc = 4,0=cy

S1 12,6 22,96 9,62 12,18

S2 12,7 23,08 9,81 12,4

S3 12,4 22,83 9,87 12,4

S4 12,9 23,27 9,89 12,5

S5 11,6 21,95 9,65 12,2

S6 10,8 21,21 9,50 12,1

S7 13,3 23,70 10,74 13,3

Par rapport aux frais de combustible, la solution énergétique la moins onéreuse est le cycle combiné gaz - vapeur et la plus onéreuse la production séparée.

La plus grande différence de frais de combustible entre les solutions énergétiques a été observée pour le dimensionnement thermique de l’unité de cogénération puisque la quantité d’électricité produite en cogénération varie sensiblement d’une solution à l’autre.


132

Les salaires ( )salC

On a estimé dans le tableau 6.9, le nombre des personnes nécessaires pour le bon fonctionnement de chaque solution énergétique. Dans ce tableau, le nombre de personnes comprend les différents départements (électricité, chimie, environnement et énergie).

Tableau 6.9. Nombre des personnes nécessaire pour

chaque solution énergétique [JABLONSKI, 2000]

Solution énergétique

Nombre des personnes

Unités énergies (8 h)

Département électricité,

environnement, chimie (8 h)

Personnel total (24 h)

S1 8 12 60 S2 8 12 60 S3 5 10 45 S4 6 10 48 S5 2 10 36 S6 10 12 66 S7 10 12 66

Le tableau 6.9. présente le personnel pour les unités de cogénération pour 8 h de travail. Pour déterminer le personnel total, on a multiplié le personnel de l’unité énergétique et le personnel pour les autres départements par 3 (24 h par rapport à 8 h). Le nombre des personnes diffère selon la solution énergétique et en fonction de la puissance électrique de l’unité énergétique [JABLONSKI, 2000]. Le nombre de personnel a été pris pour une puissance électrique d’environ 20 MW en conformité avec l’unité fonctionnelle. Pour les départements : électricité, environnement et chimie, le nombre de personnes est le même à l’exception des solutions 3, 4 et 5 où la CAF (chaudière d’eau chaude) a été remplacée par la chaudière de récupération de chaleur des fumées qui sortent de la turbine à gaz ou du moteur à gaz.

Avec un salaire annuel moyen en Roumanie en 2006 de 3 500 $ US, on en a déduit la charge salariale pour chaque solution énergétique (tableau 6.10).

Tableau 6.10. Les dépenses de salaires pour chaque solution énergétique

Solution

énergétique

S1 S2 S3 S4 S5 S6 S7

Les dépenses

(k$US/U.F.)

210 210 157,5 168 126 231 231

L’entrée de la Roumanie dans l’Union Européenne va augmenter le salaire moyen annuel et dans ce cas il serait intéressant de déterminer l’influence de ces frais sur le choix de la meilleure solution énergétique. Cependant, ces dépenses sont relativement faibles par rapport aux frais de combustible (< 1 %). Les frais de salaires sont les mêmes pour le dimensionnement thermique et électrique (Cf. tableau 6.10).

Frais d’entretien et de réparation (maintenance) Ces frais représentent la totalité des dépenses pour la réparation et l’entretien des installations énergétiques pour une période d’un an (Cf. tableau 6.11).


133

Tableau 6.11. Frais d’entretien et de réparation pour chaque solution énergétique [WIRSIG, 2000]

Solution

énergétique sp,repC

$US/MWh

S1 2,3

S2 3

S3 5

S4 5,4

S5 10

S6 5

S7 3,3

A partir des valeurs précédentes, on en a déduit facilement les frais totaux d’entretien et de réparation des installations pour un dimensionnement thermique de 100 000 MWhth et de 50 000 MWhel (Cf. figure 6.12.).

Tableau 6.12 Frais totaux d’entretien et de réparation pour un dimensionnement thermique (100 000 MWhth) et un dimensionnement électrique (50 000 MWhel)

cogeE , sepeE , Coût total cogeE , sepeE , Coût total

100 000 MWhth 50 000 MWhel

Solution

énergétique MWhe MWhe $US/U.F. MWhe MWhe $US/U.F.

S1 33 000 73 470 318 351 50 000 56 470 301 351

S2 33 000 73 470 341 451 50 000 56 470 336 351

S3 50 000 56 470 436 351 50 000 56 470 436 351

S4 25 000 81 470 403 851 50 000 56 470 456 351

S5 80 000 26 470 887 351 50 000 56 470 686 351

S6 100 000 6 470 521 351 50 000 56 470 436 351

S7 0 106 470 351 351 0 106 470 351 351

Pour les solutions 1, 2, 5 et 6, les frais de maintenance pour le dimensionnement thermique sont plus élevés que ceux pour le dimensionnement électrique Pour les solutions 1 et 2, cette différence s’explique par le fait que la quantité d’énergie électrique produite séparément pour le dimensionnement thermique est supérieure à celui produite séparément pour le dimensionnement électrique. Pour les solutions 5 et 6, cette différence s’explique par le fait que la quantité d’énergie électrique produite par cogénération dimensionnée thermique est supérieure à celui produite par cogénération dimensionnée électrique. Par contre, pour la solution 4, les frais de maintenance pour le dimensionnement électrique sont plus élevés que ceux pour le dimensionnement thermique.

Frais auxiliaires Ces frais sont liés pour acheter les substances utilisées dans le processus de traitement des fumées, de l’huile pour la turbine, etc. On a estimé que ces frais représentent 5% de l’ensemble des autres frais (frais de combustible, salaires et frais de maintenance) [WIRSIG, 2000].

Ces frais ont été calculés pour un dimensionnement thermique (100 000 MWhth) et pour un dimensionnement électrique (50 000 MWhel), (Cf. tableau 6.13).


134

Tableau 6.13 Frais auxiliaires ($/U.F.)

thauxC , elauxC ,

100 000 MWhth 50 000 MWhel Solution

énergétique $US/U.F. $US/U.F.

S1 516 995,9 497 015,4

S2 524 386,2 508 213

S3 516 348,3 516 348,3

S4 537 150,6 518 519,9

S5 494 320,4 517 105,8

S6 441 767,7 499 774,5

S7 555 981,4 555 981,4

Dans le tableau 6.14, les frais d’exploitation sont déterminés comme la somme des frais de combustible, salaires, frais de maintenance et frais auxiliaires.

Tableau 6.14 Frais d’exploitation (mil. $/U.F.)

thtotC , eltotC ,

100 000 MWhth 50 000 MWhel Solution

énergétique 103 US$/U.F. 103 US$/U.F

S1 12,6 9,6

S2 12,7 9,8

S3 12,4 9,9

S4 12,9 9,9

S5 11,6 9,7

S6 10,8 9,5

S7 13,3 10,7

Taxe de CO2 Même si la taxe de CO2 n’a pas encore été introduite dans les pays de l’Union Européenne, nous avons voulu anticiper en la considérant dans notre analyse. La valeur recommandée par « EtudeE » pour la taxe de CO2 est comprise entre 18 et 46 $ US /tonne de CO2

7 [SYLVAIN, 2003]. En voulant maximiser ce coût externe, nous avons choisi une taxe de CO2, TCO2 = 46 $ US /tonne de CO2.

TCO2 pour chaque solution énergétique a été calculée en utilisant la relation suivante :

../$,222

FUUScmT COCOCO ⋅= (6.3.)

avec :

cCO2 : coût de la tonne de CO2, en $US,

mCO2 : masse de CO2 générée dans l’étape de combustion du gaz naturel, [tonne/U.F.]. 7 une tonne de C correspond à 3,7 tonnes de CO2 ; une tonne de CO2 correspond à 0,27 tonne de C


135

Le montant de cette taxe devrait être égal au coût pour éviter la production d’une tonne de CO2. En fonction de la technologie utilisée pour capter le CO2 (procèdes à membranes, cryogénie, absorption de CO2 et adsorption de CO2), le coût pour éviter la production d’une tonne de CO2 varierait entre 35 et 250 $ US. Dans une analyse de sensibilité, nous étudierons l’influence de la taxe de CO2 sur le classement des solutions énergétiques.

Le tableau 6.15, présente les valeurs d’émission de CO2, calculées pour l’indice moyen de structure et pour les deux types de dimensionnement. On en a déduit dans le tableau 6.16 la taxe de CO2 correspondante.

Tableau 6.15 L’émission de CO2 (tonne/U.F.)

thCO _2 elCO _2 Solution

énergétique 100 000 MWhth 50 000 MWhel

S1 150 612 144 850

S2 152 490 147 696

S3 148 700 148 700

S4 155 394 148 993

S5 135 425 145 314

S6 124 296 143 046

S7 161 796 161 796

Tableau 6.16. Taxe de CO2 , k$/U.F

TCO2 TCO2 Solution

énergétique 100 000 MWhth 50 000 MWhel

S1 6 950 6 670

S2 7 020 6 800

S3 6 850 6 850

S4 7 150 6 860

S5 6 200 6 690

S6 5 700 6 590

S7 7 450 7 450

Pour le dimensionnement thermique de l’unité de cogénération, on constate que le choix de la solution 6 avec cycle combiné gaz – vapeur permet de réduire les frais de 1 700 k$ US par rapport à la solution 7 (production séparée d’électricité et de chaleur). Dans le cas du dimensionnement électrique, les frais évités pour les autres solutions énergétiques sont d’environ 850 k$ US.

6.2. Famille de critères énergétiques (techniques) Les solutions énergétiques ont été évaluées selon les critères suivants :

l’efficience des solutions énergétiques ;

la fiabilité des solutions énergétiques ;

la disponibilité des solutions énergétiques.


136

L’efficience des solutions énergétiques est déterminée en utilisant le rendement global de chaque solution énergétique qui est composée de trois unités différentes : une unité de cogénération et deux unités qui produisent séparément l’énergie électrique et thermique. L’efficience globale pour chaque solution énergétique est déterminée selon la relation suivante :

( )cb

ii

cscsgl VH

QQEE×

+++×=

3600η , (6.4.)

avec :

Es –quantité d’énergie électrique produite séparément, en kWhe ;

Ec –quantité d’énergie électrique produite en cogénération, en kWhe , (pour la solution 7, cette quantité est nulle) ;

Qs – quantité d’énergie thermique produite séparément, en kWhth ;

Qc - quantité d’énergie thermique produite en cogénération, en kWhth , (pour la solution 7, cette quantité est nulle);

Hii –pouvoir calorifique inférieure du gaz naturel, en kJ/Nm3

;

Vcb –volume total de gaz naturel utilisé pour satisfaire l’unité fonctionnelle, en Nm3.

La fiabilité traduit le maintien du bon fonctionnement d’un système, d’un produit ou d’un de ses constituants, dans le temps, tout au long de son cycle de vie et à moindre coût. La fiabilité est évaluée en termes de probabilité. Plus grande est la valeur de la fiabilité, plus grande est l’évaluation d’une solution énergétique.

La disponibilité représente la durée pendant laquelle l’installation est en fonctionnement. On considère, pour toutes les solutions, que l’entretien s’effectue hors des périodes de pointe.

Les valeurs pour les deux derniers critères ont été trouvées dans la littérature [CECELSKI, 2002]. Ces deux derniers critères sont importants pour l’étude mais leur évaluation doit être traitée avec prudence.

Le tableau 6.17 présente les valeurs pour chaque critère énergétique et pour chaque solution. Pour le critère d’efficience, l’évaluation des solutions énergétiques a été faite pour les deux types de dimensionnement en tenant compte de toutes les unités énergétiques. On constate que la solution 6 présente la meilleure efficacité globale tant pour le dimensionnement électrique que thermique car elle produit la plus grande partie d’électricité en cogénération.

Tableau 6.17 Evaluation des solutions énergétiques au regard des critères énergétiques

Famille énergétique S1 S2 S3 S4 S5 S6 S7

50 000 MWhel 0,789 0,774 0,768 0,767 0,786 0,799 0,706 Efficience

100 000 MWhth 0,759 0,749 0,768 0,735 0,844 0,919 0,706

Fiabilité 0,95 0,95 0,95 0,90 0,90 0,9 0,95

Disponibilité 0,95 0,95 0,95 0,95 0,97 0,9 1

6.3. Interprétation des résultats Le but de ce chapitre consiste à identifier l’influence des critères économiques sur le

classement des solutions énergétiques. Cette interprétation a été réalisée pour les deux types de dimensionnement.


Dans le cas de dimensionnement thermique, on a comparé les solutions énergétiques selon les trois critères de la famille économique.

k$US/que lesreprése

.

Fig. 6.1. Evaluation économique des solutions énergétiques dans le cas du dimensionnement thermique

Les frais totaux pour les solutions énergétiques sont compris entre 18 400 et 23 700 U.F. (Cf. figure 6.1.). Les frais d’exploitation varient entre 60 et 65 % de frais totaux tandis frais d’investissement varient entre 4 et 8 % de frais totaux (Cf. figure 6.2.). La taxe de CO2 nte plus de 30 % des frais totaux !
Fig. 6.2. Evaluation économique des solutions énergétiques dans le cas du dimensionnement thermique.
137


Selonet les frais d

En cCO2 représecombustibleénergétiques

La fdimensionne

.
Fig. 6.3. Evaluation économique des solutions énergétiques selon les frais d’exploitation
la figure 6.3., les frais de combustible représentent plus 90 % des frais d’exploitation e salaires moins de 2 %.

onclusion, pour le dimensionnement thermique, les frais de combustible et la taxe de ntent les plus grandes charges. Il est intéressant de voir que l’augmentation du prix du et le coût de la tonne de CO2 peuvent influencer le classement des solutions .

.

Fig. 6.4. Evaluation économique des solutions énergétiques dans le cas de dimensionnement électrique

138

igure 6.4. présente l’évaluation économique des solutions énergétiques pour le ment électrique. Les frais totaux varient entre 18 600 à 21 100 k$US/U.F. Les


différences entre les solutions de cogénération sont moins nettes que dans le cas du dimensionnement thermique car les solutions énergétiques produisent la même quantité d’énergie électrique.

La taxe de CO2 représente 35 % de frais totaux par rapport à 30 % pour le dimensionnement thermique. Les frais d’exploitation sont d’environ 55 % (Cf. figure 6.5.). Comme pour le dimensionnement thermique, les frais d’investissement sont inférieurs de 10 % des frais totaux.

Fig. 6.5. Evaluation économique des solutions énergétiques selon les frais d’exploitation pour le dimensionnement électrique.

Fig. 6.6. Evaluation économique des solutions énergétiques selon frais d’exploitation pour le dimensionnement électrique.

139


140

Le dimensionnement électrique ne change pas l’importance des frais du combustible (Cf. figure 6.6.). Les frais de salaire sont inférieurs de 1,5 %. L’ordre de grandeur des frais (de combustible, auxiliaires, d’entretien et de salaires) est le même pour les deux dimensionnements.

En conclusion, les frais de combustible et la taxe de CO2 restent les principales charges qui peuvent influencer les résultats de l’étude. Dans l’analyse de sensibilité qui suit, nous avons étudié l’influence de la variation de ces critères sur les résultats de l’étude.

6.4. Analyse de sensibilité Comme on l’a vu précédemment dans l’interprétation des résultats de l’analyse technico –

économique, les principaux critères, qui peuvent avoir une influence sur les résultats, sont le coût de combustible et la taxe de CO2. Nous avons également analysé l’influence des frais de salaires, bien que ce dernier ne représente que 1 à 2 % des frais totaux. Toutefois, une des conséquences de l’intégration de la Roumanie dans l’Union Européenne est l’augmentation du salaire moyen qui pourrait avoir une influence sur les résultats de l’étude.

Selon le calendrier proposé par l’Autorité Nationale de Régulation dans le secteur du Gaz Naturel (ANRGN) pour aligner le prix du gaz roumain sur le prix du gaz importé, le prix du gaz roumain devrait arriver fin 2006 à 145 USD/1 000 m3 et à fin 2007 à 200 USD/1 000 m3 .

Pour atteindre les objectifs de Kyoto en 2010, les taxes sur le carbone à introduire varieront selon les pays et ceci dans des proportions importantes.

La séquestration du CO2, quelle que soit la filière retenue, reste à mettre au point industriellement. Compte tenu du coût des différentes filières possibles, sa mise en oeuvre ne paraît pas économiquement acceptable aujourd’hui. Le seul moyen crédible et efficace pour réduire les émissions de CO2 dans la production d'électricité consiste à améliorer le rendement énergétique des installations. Le coût de séquestration du CO2 pourrait en effet atteindre 350 dollars par tonne, ce qui représente un coût prohibitif. L’estimation du coût du CO2 par la méthode de l’évaluation des dommages est extrêmement délicate. Ainsi, le coût du réchauffement planétaire pour les Etats-Unis était estimé en 1992 à environ 1 % du PIB 1988. Dans le cadre de l’étude « ExternE » réalisée par la Commission européenne sur les externalités dans la production d’électricité, un groupe de chercheurs a examiné en détail la question du chiffrage du coût du CO2 par la méthode des dommages et a proposé des résultats sur la base d’une méthodologie précise. D’après ExternE, le coût du CO2 est donc au minimum de 46 $/tonne de CO2 et au maximum de 169 dollars / tonne de carbone [CHANEL, 1997]. A l’égard de la taxe de CO2, l’étude « ExternE » estime un coût pour la tonne de CO2 de 90 à 120 $ U.S. pour les années 2010 et 2015.

Compte tenu de l’intégration de la Roumanie dans l’Union Européenne, nous avons estimé un salaire moyen annuel de 8 750 $ U.S. pour 2010 et un salaire de 21 000 $ U.S. pour 2015. Cette fourchette de salaires peut apparaître large mais elle sera facilement ajustable pour affiner par la suite nos calculs.

Le tableau 6.18. présente la variation de l’évaluation des critères sensibles pour deux scénarios.


Tableau 6.18. Variation des paramètres dans l’analyse de sensibilité

Paramètres Valeur actuelle Scénario I Scénario II

Prix de gaz naturel 145 USD/1 000 m3N + 30 % + 90 %

Taxe de CO2 46 $/tCO2 + 90 % + 150 %

Salaire moyen annuel (Roumanie, secteur énergétique) 3 500 $/an + 250 % + 600 %

Les figures 6.7-6.9. présentent l’évaluation des résultats de l’analyse de sensibilité pour les solutions énergétiques pour le dimensionnement thermique pour le scénario I.

présles f
Fig. 6.7. Evaluation économique des solutions énergétiques dans le cas de dimensionnement thermique(variation des paramètres).
Par rapport à la figure 6.2. obtenue pour les valeurs actuelles des critères, la figure 6.7. ente l’importance croissante des frais liés à l’émission de CO2. La part de la taxe de CO2 dans rais totaux augmente d’environ 45-50 %.

Fig. 6.8. Evaluation économique des solutions énergétiques dans le cas de dimensionnement thermique

(variation des paramètres).

141


Cette étude de sensibilité montre le classement des solutions énergétiques reste invariant (Cf. figure 6.8.).

Les frais d’exploitation sont en grande partie représentés par les frais de combustible (environ 90 %) même si le salaire augmentent de 250 %. Cependant, la part des frais de salaire connaît une augmentation de 2 à 5 % (par rapport à la figure 6.3.).

Admettant que le dimensionnement électrique ne présente pas de modifications importantes par rapport au dimensionnement thermique et que toutes les solutions énergétiques présentent la même tendance à la variation de l’évaluation d’un critère, nous avons choisi de présenter les résultats pour le dimensionnement thermique et pour la solution 6 (cycle combiné gaz –vapeur).

La figure 6.1dimensionnement thréférence correspondscénario 2, les frais grands que ceux du s

Fig. 6.9. Evaluation économique des solutions énergétiques selon frais d’exploitation (dimensionnement thermique).
Fig. 6.10. La comparaison des différents frais pour le scénario 6.
142

0. présente la comparaison des différents scénarios pour divers frais pour le ermique et pour la solution 6 (cycle combiné gaz –vapeur). La situation de à celle présentée dans les paragraphes § 6.1. et 6.2. On constate que, pour le

totaux ont doublés par rapport à la situation de référence et sont de 40 % plus cénario 1.


prés22 0partscénà 40

6.5.

écon
Fig. 6.11. La répartition des frais totaux pour lasituation initiale)
143

Les figures 6.12. et 6.13. présentent la répentées dans le tableau 6.18 (scénario I et II). On00 k$/U.F. à 32 000 k$/U.F. pour le scénario I e, les frais d’exploitation ont diminué de 65 % àario II. Par contre, la partie des frais totaux représ % pour le scénario I et de 35 % pour le scénario I

Conclusion Dans ce chapitre on a évalué les solutions

omiques. Les critères retenus pour l’étude ont été

• critères économiques :

o l’investissement initial dans les solu

o les frais d’exploitation,

o la taxe de CO2,

• critères techniques :

o la fiabilité ;

o la disponibilité ;

o l’efficience globale.

Fig. 6.12. La répartition des frais totaux pour le scénario I)

artition des frais totaux dans les conditions constate que les frais totaux ont augmenté de t à 42 000 k$/U.F. pour le scénario II. D’autre 50 % pour le scénario I et à 55 % pour le entée par la taxe de CO2 a augmentée de 30 % I.
Fig. 6.13. La répartition des frais totaux pour le scénario II
énergétiques selon les critères technico – :

tions énergétiques,


144

Une analyse de sensibilité a été faite pour les critères économiques en vue de déterminer l’influence de certains critères sur les résultats de l’étude. Les frais de combustible et la taxe de CO2 représentent les principaux frais dans le cadre d’une centrale énergétique. Selon l’analyse de sensibilité, la variation du prix de gaz naturel et la taxe de CO2 représentent les principaux critères qui peuvent influencer le choix de la solution énergétique optimale.

Les frais de combustible représentent plus de 90 % des frais d’exploitation indépendamment de la solution énergétique, du type de dimensionnement et du scénario analysé. Les frais de combustible dépendent de la quantité globale annuelle utilisée pour accomplir l’unité fonctionnelle. Dans ce contexte, la solution 6 avec cycle combiné gaz – vapeur est la meilleure solution car elle présente la meilleure efficience globale indépendamment du dimensionnement de l’unité de cogénération.

La future taxe de CO2, pour une solution énergétique, pourrait représenter plus de 30 % des frais totaux (en tenant compte de tous les critères économiques). Une augmentation du prix de la tonne de CO2 de 90 % conduit à une augmentation de la taxe de CO2 de 40 %. Si on augmente de 150 % le prix de la tonne de CO2 par rapport à la situation de référence, la taxe de CO2 représente alors plus de la moitié des frais totaux. L’introduction de la taxe de CO2 favorise les solutions énergétiques qui sont les plus efficientes.

Les frais de salaires ne représentent pas un critère qui peut influencer le choix de la meilleure solution énergétique.

7. EVALUATION GLOBALE DES SCENARIOS ENERGETIQUES Dans ce chapitre, nous allons appliquer une méthode d’analyse multicritère pour aider à

choisir la solution énergétique optimale en fonction de l’ensemble des critères précédemment explicités, à savoir des critères énergétiques, écologiques et économiques. Les solutions énergétiques ont été comparées par rapport à l’unité fonctionnelle et au regard de chaque famille de critères et sur l’ensemble des familles de critères. Pour cela, nous avons réalisé une interface construite sur le schéma de l’ACV dans l’environnement DELPHI.

7.1. Présentation de l’analyse multicritère d’évaluation globale des solutions énergétiques

Le travail d’évaluation précédemment effectué nous permet d’obtenir de nombreuses informations sur les solutions énergétiques que nous souhaitons comparer.

Il s’agit maintenant de réaliser la comparaison globale de ces solutions. Dans la mesure où cette comparaison met en œuvre un grand nombre de critères, on propose l’utilisation d’une méthode d’analyse multicritère développée par Armelle Blanc dans sa thèse [BLANC, 1999]. Cette méthode offre l’avantage d’être simple d’utilisation. Elle s’apparente aux méthodes multicritères MUNDA et ELECTRE IV.

7.1.1. Première étape : normalisation des évaluations sur chacun des critères

Pour chaque critère écologique et économique, les valeurs obtenues par les différentes solutions sont normées par rapport à la valeur la plus haute obtenue par une solution sur le critère considéré. En revanche, cette normalisation pour les critères énergétiques se fait par rapport à la plus petite valeur obtenue par une solution sur le critère considéré car pour cette famille de critère, plus l’évaluation est grande, meilleure est la solution énergétique, l’échelle de valeur des critères est donc inversée par rapport à celui des critères écologiques et économiques.

En conséquence, les nouvelles valeurs seront comprises entre 0 et 1 et pour tous les critères, plus la valeur est petite, meilleure sera considérée la solution.


145

7.1.2. Deuxième étape : Evaluation d’appartenance à la classe "Mauvaise"

Pour chacun des critères gi, la classe "Mauvaise" est définie par l’intervalle des valeurs [ ]1,1 iα− , ( ) αα ⋅−= ii gmin,1 , iα étant le seuil de discrimination négative pour le critère i déterminé en fonction de α, valeur du seuil de discrimination négative choisi par l’utilisateur et gmin,i valeur minimale pour chaque critère i.

Etant donné un critère gi, l’appartenance de la solution A à la classe "Mauvaise" est établie selon les relations suivantes :

si la solution A est seule à appartenir à la classe "Mauvaise” ( ) [ ]( )1,1 ii Ag α−∈ , alors son appartenance à la classe "Mauvaise" pour le critère i est ( ) ;1=A

igmauvaiseµ

si n solutions (dont A) appartiennent à la classe "Mauvaise", alors l’appartenance à la classe

"Mauvaise" est égale pour ces n solutions à : ( ) ;1n

Aigmauvaise =µ

si la solution A n’appartient pas à la classe "Mauvaise” ( ) [ ]( )1,1 ii Ag α−∉ , alors son appartenance à la classe "Mauvaise" pour le critère i est ( ) .0=A

igmauvaiseµ

Apres avoir déterminé pour chaque solution A l’évaluation des appartenances à la classe "Mauvaise" ( )( )A

igmauvaiseµ pour chaque critère i, on détermine son appartenance globale à la classe

"Mauvaise" ( )( )Amauvaiseµ de la manière suivante :

( )( )( )

∑

∑ ⋅=

ii

imauvaisei

mauvaise k

AkA

giµ

µ , (7.1.)

avec :

ki – coefficient de pondération du critère i.

Les situations limites qui ne permettent plus de distinguer les solutions et qui sont à éviter dans l’étude sont :

a) ⇒−=α⇒=α imin,i g11 pour cette situation, toutes les solutions appartiennent la classe mauvaise;

b) ⇒=α⇒=α 00 i pour cette situation, la classe mauvaise disparaît pour le critère i.

iα−1 10 Critère gi normé

Classe "Mauvaise"

Fig. 7.1. Présentation de l’intervalle de la classe mauvaise.


146

7.1.3. Troisième étape : Evaluation d’appartenance à la classe "Bonne"

Pour chacun des critères gi, la classe "Bonne" est définie par l’intervalle des valeurs ];[ min,min, iii gg β+ , ( ) ββ ⋅−= ii gmin,1 , iβ étant le seuil de discrimination positive pour le critère i déterminé en fonction de β seuil de discrimination positive choisi par l’utilisateur et gmin,i valeur minimale pour chaque critère i.

Etant donné un critère gi, l’appartenance de la solution A à la classe "Bonne" est établie selon les relations suivantes :

si la solution A est seule à appartenir à la classe "Bonne" ( )( )];[ min,min, iiii ggAg β+∈ alors son appartenance à la classe "Bonne" pour le critère i est ( ) 1A

igbonne =µ ;

si n solutions (dont A) appartiennent à la classe "Bonne" alors l’appartenance à la classe

"Bonne" est égale pour ces n solutions à : ( )n1A

igbonne =µ ;

si la solution A n’appartient pas à la classe "Bonne" ( )( )];[ min,min, iiii ggAg β+∉ alors son appartenance à la classe "Bonne" pour le critère i est ( ) .0=A

igbonneµ

Apres avoir déterminé pour chaque solution A, l’évaluation des appartenances à la classe "Bonne" )(A

igbonneµ pour chaque critère i , on détermine son appartenance globale à la classe "Bonne" )(Abonneµ de la manière suivante :

( )( )( )

∑

∑ ⋅=

ii

ibonnei

k

AkA

gi

bonne

µµ , (7.2.)

avec :

ki – coefficient de pondération du critère i.

Les situations limites qui ne permettent plus de distinguer les solutions et qui sont à éviter dans l’étude sont :

a) ⇒=β⇒=β 00 i pour cette situation, la classe bonne disparaît pour le critère i ;

b) ⇒−=β⇒=β imin,i g11 pour cette situation, toutes les solutions appartiennent la classe bonne pour le critère i.

igmin 10 Critère gi normé

Classe "Bonne"

iig β+min

Fig. 7.2. Présentation de l’intervalle de la classe bonne.


147

7.1.4. Evaluation globale pour chaque famille de critères

L’appartenance globale à la classe "mauvaise" correspond à ce qu'on va appeler "appartenance mauvaise". Cette "appartenance mauvaise" est estimée par la moyenne de ses appartenances à la classe défavorable sur chaque critère pondérée par les coefficients de pondération. Plus la valeur de cette appartenance est basse, meilleure est la solution (ou plutôt moins mauvaise). On peut donc établir un premier classement des solutions entre elles.

Sur le même principe, on calcule une "appartenance bonne" pour chaque solutions, toujours comprise entre 0 et 1. Dans ce cas là, plus la valeur de "appartenance bonne" est grande, meilleure est la solution énergétique. On obtient alors un deuxième classement qui a toutes les chances d’être différent du premier. Il faut noter que le sens de variation des "appartenances bonnes" est inversé par rapport à celui des "appartenances mauvaises".

Une question se pose alors : quel classement choisir, le classement de la classe bonne ou le classement de la classe mauvaise? Pour résoudre le problème, on calcule une "appartenance globale" (µglobal) qui prend en compte les appartenances précédentes et pour tous les critères, l’appartenance globale est déterminée en utilisant la relation ci-dessous:

( ) ( ) ( )jgmauvaisejgbonnejglobal A1AA µ−+µ=µ , (7.3.)

Plus µglobal(Aj) est grande, meilleure est la solution énergétique Aj. L’appartenance globale peut donc varier de 0 à 2.

7.2. Application de la méthode d’analyse multicritère 7.2.1. Normalisation des évaluations

Les évaluations ont été faites pour l’indice moyen de structure du consommateur et pour un dimensionnement thermique de 100 000 MWhth. La matrice d’évaluation et la matrice d’évaluation normalisée sont présentées dans les tableaux suivants :


148

Tableau 7.2. Matrice d’évaluation

Critères S1 S2 S3 S4 S5 S6 S7

Efficience 0,759 0,749 0,768 0,735 0,844 0,919 0,706 Fiabilité 95 95 95 90 90 85 95 Disponibilité 95 95 95 95 97 85 100 ER 1573 1573 1623 1553 1414 1298 1690 GWP 254443 251311 259291 248113 225958 207387 270011 EP 7,0 6,9 7,2 6,9 6,2 5,7 7,6 POCP 26,7 26,3 27,2 26 24 22 28 HTP 104 103 106 101 93 85 99 AP 28,07 27,73 28,61 27,38 24,93 22,88 29,79 FAETP 0,04 0,04 0,04 0,04 0,03 0,03 0,04 MAETP 56,1 56,1 57,8 55,4 50,6 46,6 56,4 TETP 0,16 0,16 0,16 0,16 0,14 0,13 0,17 Investissement annuel minimal 1324687 1324687 1370201 1602027 1281648 717940 1821414

Frais minimaux d’exploitation 10,86 106 11,01 106 10,84 106 11,28 106 10,38 106 9,28 106 11,68 106

Taxe minimale de CO2

6934524 7020909 6846153 7154727 6234732 5722278 7451241

Tableau 7.3. Matrice normalisée

Critères S1 S2 S3 S4 S5 S6 S7

Efficience 0,931 0,942 0,919 0,960 0,837 0,768 1 Fiabilité 0,895 0,895 0,895 0,944 0,944 1 0,895 Disponibilité 0,895 0,895 0,895 0,895 0,876 1 0,850 ER 0,931 0,931 0,960 0,919 0,837 0,768 1 GWP 0,942 0,931 0,960 0,919 0,837 0,768 1 ER 0,922 0,911 0,940 0,899 0,819 0,752 1 POCP 0,942 0,931 0,960 0,919 0,837 0,768 1 HTP 0,977 0,969 1,000 0,957 0,872 0,801 0,934 AP 0,942 0,931 0,960 0,919 0,837 0,768 1 FAETP 0,944 0,944 0,968 0,935 0,869 0,813 1 MAETP 0,970 0,970 1,000 0,958 0,876 0,807 0,976 TETP 0,933 0,933 0,962 0,922 0,843 0,776 1 Investissement annuel minimal 0,727 0,727 0,752 0,880 0,704 0,394 1

Frais minimaux d’exploitation 0,930 0,943 0,929 0,966 0,889 0,795 1

Taxe minimale de CO2

0,931 0,942 0,919 0,960 0,837 0,768 1

Les valeurs de ii et βα ont été déterminées pour 5,0=β=α . Pour βα = , il ressort que

ii βα = . Le tableau 7.4. présente les valeurs des seuils de discrimination pour tous les critères.


149

Tableau 7.4. Les valeurs pour les seuils de discrimination ( ii et βα )

Critères αi = βi

C1 0,076

C2 0,035

C3 0,050

C4 0,076

C5 0,077

C6 0,082

C7 0,076

C8 0,066

C9 0,076

C10 0,062

C11 0,064

C12 0,074

C13 0,200

C14 0,068

C15 0,330

7.2.2. Evaluation pour chaque famille de critères

Ces évaluations ont été réalisées avec des coefficients de pondérations tous égaux à un (pour tous i, ki = 1).

Tableau 7.5. Appartenance pour la famille de critères énergétiques

Appartenance S1 S2 S3 S4 S5 S6 S7

Efficience 0,20 0,20 0,20 0,20 0 0 0,20

Disponibilité 0 0 0 0,33 0,33 0,33 0 ( )jgmauvaise Si

µ

Fiabilité 0 0 0 0 0 1 0

Efficience 0 0 0 0 0,50 0,50 0

Disponibilité 0,25 0,25 0,25 0 0 0 0,25 )S( jgbonne iµ

Fiabilité 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0 0,17

)S(1 jmauvaiseµ− 0,93 0,93 0,93 0,82 0,89 0,56 0,93

)S( jbonneµ 0,14 0,14 0,14 0,06 0,22 0,17 0,14

( )jglobale Sµ 1,07 1,07 1,07 0,88 1,11 0,72 1,07


150

Evaluation des solutions énergétiques selon la famille énergétique des critères

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

Solution1

Solution2

Solution3

Solution4

Solution5

Solution6

Solution7

L'ap

part

enan

ce g

loba

le

1- Appartenance mauvaise Appartenance bonne

Au regard des critères énergétiques, les solutions 1, 2, 3 et 7 présentent les mêmes résultats et sont les meilleures solutions et la solution 6 la plus mauvaise. Il n’y a pas de grandes différences entre la solution 5 et les solutions 1, 2 et 3.

Tableau 7.6. Appartenance pour la famille de critères écologiques Appartenance S1 S2 S3 S4 S5 S6 S7

ER 0,20 0,20 0,20 0,20 0 0 0,20

GWP 0,20 0,20 0,20 0,20 0 0 0,20

ER 0,20 0,20 0,20 0,20 0 0 0,20

POCP 0,20 0,20 0,20 0,20 0 0 0,20

HTP 0,25 0,25 0,25 0,25 0 0 0

AP 0,20 0,20 0,20 0,20 0 0 0,20

FAETP 0,20 0,20 0,20 0,20 0 0 0,20

MAETP 0,20 0,20 0,20 0,20 0 0 0,20

( )igmauvaise Si

µ

TETP 0,20 0,20 0,20 0,20 0 0 0,20

ER 0 0 0 0 0,50 0,50 0

GWP 0 0 0 0 0,50 0,50 0

ER 0 0 0 0 0,50 0,50 0

POCP 0 0 0 0 0,50 0,50 0

HTP 0 0 0 0 0,33 0,33 0,33

AP 0 0 0 0 0,50 0,50 0

FAETP 0 0 0 0 0,50 0,50 0

MAETP 0 0 0 0 0,50 0,50 0

)S( igbonne iµ

TETP 0 0 0 0 0,50 0,50 0

)S(1 imauvaiseµ− 0,79 0,79 0,79 0,79 1 1 0,82

)S( ibonneµ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,48 0,48 0,04

( )iglobale Sµ 0,79 0,79 0,79 0,79 1,48 1,48 0,86

Fig. 7.3. Appartenance globale des solutions selon la famille critères énergétiques


151

Evaluation des solutions énergétiques selon la famille écologique des critères

0.0

0.4

0.8

1.2

1.6


L'ap

part

enan

ce g

loba

le


Au regard des critères écologiques, les solutions 5 et 6 sont les meilleures solutions et les solutions 1,2,3,4 les plus mauvaises.

Tableau 7.7. Appartenance pour la famille de critères économiques Appartenance S1 S2 S3 S4 S5 S6 S7

Investissement annuel minime 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0 0,17

Frais minime d’exploitation 0 0 0,33 0,33 0,33 0 0

( )igmauvaise Si

µ

Frais minime de CO2

0 0 0 0 0 0 1,00

Investissement annuel minime 0 0 0 0 0 1,00 0

Frais minime d’exploitation 0,25 0,25 0 0 0 0,25 0,25 )S( igbonne i

µ

Frais minime de CO2

0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0

)S(1 imauvaiseµ− 0,94 0,94 0,83 0,83 0,83 1 0,61

)S( ibonneµ 0,14 0,14 0,06 0,06 0,06 0,47 0,08

( )iglobale Sµ 1,08 1,08 0,89 0,89 0,89 1,47 0,69

Fig. 7.4. Appartenance globale des solutions selon la famille de critères écologiques


Evaluation des solutions énergétiques selon la famille économique des critères

0.0

0.4

0.8

1.2

1.6


L'ap

part

enan

ce g

loba

le

1-Appartenance mauvaise Appartenance bonne

Au regard des critères économiques, la solution 6 est nettement la meilleure solution et la solution 7 la plus mauvaise.

7.2.3. Evaluation au regard de l’ensemble des familles de critères

Nous avons représenté les résultats de l’évaluation sur chaque famille de critères par un diagramme de type radar (figure 7.6.). On peut lire sur ce diagramme que la solution 6 présente la meilleure évaluation pour les critères économiques et écologiques et que la solution 5 présente les meilleures évaluations pour les critères écologiques et énergétiques. Mais, on peut difficilement en déduire quelle est, au regard des 3 familles de critères, la meilleure solution énergétique.

0.00

0.50

1.00

1.50S1

S2

S3

S4S5

S6

S7

EnergétiqueEnvironnementEconomique

Pour détesurface du triangcritères. L’évalusurface de son trcomparer (Cf. fig

.

s

Fig. 7.6. Evaluation pour chaque solution selon chaque famille des critères

Fig. 7.5. Evaluation pour chaque solution selon la famille des critères économique

152

rminer cette évaluation globale, nous avons calculé, avec la formule d’Héron, la le dont les dimensions seraient les évaluations obtenues pour chaque famille de

ation globale pour chaque solution est alors égale au pourcentage que représente la iangle par rapport à la surface totale de tous les triangles de toutes les solutions à ure 7.7.).


Solution 710.7%

Solution 113.5%

Solution 213.5%

Solution 311.8%

Solution 410.2%

Solution 518.8%

Solution 621.4%

D’après la figursolution 4 la pire évalmeilleure que la solutio

7.2.4. Analyse de sens

Première analyse de sen

Cette première a

diminuer de 50

diminuer de 80

faire varier la po

Le choix de faobjectif d’identifier la m

Le coefficient d

Les unités de cstructure du consomma

Diminution de 50% de

Les valeurs pou

Pour ces valeurs
Fig. 7.7. Evaluation globale pour chaque solution énergétique.
153

e 7.7., la solution 6 présente la meilleure évaluation globale (21,4 %) et la uation globale (10,2%). L’évaluation globale de la solution 7 est un peu n 4 car elle présente une meilleure évaluation pour les critères énergétiques.

ibilité

sibilité

nalyse consiste à :

% l’intervalle de la classe bonne ;

% l’intervalle de la classe bonne ;

ndération des familles de critères.

ire varier seulement l’intervalle de la classe bonne s’explique par notre eilleure solution énergétique.

e pondération (K) des familles de critères est égal à 1 ou 5.

ogénération sont dimensionnées thermique (100 000 MWhth) et l’indice de teur est égal à 0,252 ( elanthan MWhEMWhQ 470106,500422 == ).

l’intervalle de la classe bonne :

r les deux seuils de discrimination sont alors : 25,0=β ; .75,0=α

de α et β, les valeurs de ii et βα sont présentées dans le tableau 7.8.


Tableau 7.8. Valeurs des seuils de discrimination ( ii et βα )

Critères αi βi

C1 0,174 0,058

C2 0,039 0,013

C3 0,075 0,025

C4 0,097 0,032

C5 0,097 0,032

C6 0,116 0,039

C7 0,097 0,032

C8 0,082 0,027

C9 0,097 0,032

C10 0,074 0,025

C11 0,079 0,026

C12 0,093 0,031

C13 0,540 0,180

C14 0,337 0,112

C15 0,750 0,250



)S(1 imauvaiseµ− 0,89 0,89 0,89 0,78 0,78 0,83 0,94

)S( ibonneµ 0,08 0,08 0,08 0,00 0,00 0,33 0,42

( )iglobale Sµ 0,97 0,97 0,97 0,78 0,78 1,16 1,36


0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6


L'ap

part

enan

ce g

loba

le


Fig. 7.8. Appartenance globale des solutions selon la famille de critères énergétiques.

154


La solution énergétique 7 présente la meilleure évaluation grâce à ses bonnes notes pour les critères fiabilité et disponibilité (Cf. figure 7.8.). Par rapport à la situation précédente (α=β=0,5), la solution 6 est classée en deuxième place. L’augmentation de l’appartenance globale pour la solution 6 par rapport à la situation précédente (1,17 au lieu de 0,72) s’explique par l’augmentation du seuil de discrimination négative. En effet, l’augmentation de l’intervalle de la classe mauvaise permet pour les deux derniers critères énergétiques, d’augmenter le nombre des solutions appartenant à la classe mauvaise. Pour α=0,5 et β=0,25, l’appartenance globale des solutions énergétiques ne subit pas de modification importante par rapport à la situation précédente.

Tableau 7.10. Appartenance pour la famille des critères écologiques


)S(1 imauvaiseµ− 0,83 0,83 0,83 0,83 0,85 1 0,83

)S( ibonneµ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,06 0,94 0,00

( )iglobale Sµ 0,83 0,83 0,83 0,83 0,91 1,94 0,83


0.0

0.4

0.8

1.2

1.6

2.0


L'ap

part

enan

ce g

loba

le


La sopour tous lesprésentent leun’a pas eu différence avet 4.

Fig. 7.9. Appartenance globale des solutions selon la famille des critères écologiques

155

lution énergétique 6 apparaît comme la seule solution appartenant à la classe bonne critères écologiques sauf pour le critère d’eutrophisation où les solutions 5 et 6 rs évaluations dans la classe bonne. Cette fois-ci, le seuil de discrimination négative

une influence importante sur le classement des solutions énergétiques. La seule ec la situation précédente consiste au déclassement des solutions énergétiques 1, 2, 3


Tableau 7.11. Appartenance pour la famille de critères économiques


)S(1 imauvaiseµ− 0,89 0,89 0,78 0,78 0,89 1 0,78

)S( ibonneµ 0,08 0,08 0 0 0,08 0,75 0

( )iglobale Sµ 0,97 0,97 0,78 0,78 0,97 1,75 0,78


0.0

0.4

0.8

1.2

1.6

2.0


L'ap

part

enan

ce g

loba

le


Pouglobale et lchangemen

Fig. 7.10. Appartenance globale des solutions selon la famille des critères économiques.

r l’aspect économique, la solution 6 présente la meilleure valeur pour l’appartenance es solutions 3, 4 et 7 les pires évaluations. Par rapport à la situation précédente, le seul t dans le classement réside dans la dernière position occupée par la solution 7.

Solution 713.0%

Solution 111.4%

Solution 211.4%

Solution 39.9%

Solution 48.5%

Solution 510.5%

Solution 635.3%
Fig.7.11. Classement global des solutions énergétiques.
156


157

En résumé, la diminution de 50 % de l’intervalle de la classe bonne avantage la solution 6, particulièrement pour les critères écologiques et économiques. Par rapport à la situation de précédente, l’évaluation de la solution 6 a augmenté de 21,4 à 35,3 %. Le résultat le plus surprenant concerne la solution 7 qui s’avère être supérieure aux autres solutions de cogénérations. Toutefois, cette deuxième position pour la solution 7 a été obtenue par les bons résultats obtenus aux critères énergétiques.

Diminution de 80% de l’intervalle de la classe bonne :

Les valeurs pour les deux seuils de discrimination sont alors : 1,0=β ; .9,0=α

Les valeurs de ii et βα sont présentées dans le tableau 7.12.

Tableau 7.12. Les valeurs pour les seuils de discrimination ( ii et βα )

Critères αi βi

C1 0,209 0,023

C2 0,047 0,005

C3 0,090 0,010

C4 0,117 0,013

C5 0,117 0,013

C6 0,139 0,015

C7 0,117 0,013

C8 0,098 0,011

C9 0,117 0,013

C10 0,089 0,010

C11 0,094 0,010

C12 0,111 0,012

C13 0,649 0,072

C14 0,404 0,045

C15 0,900 0,100



)S(1 imauvaiseµ− 0,89 0,89 0,89 0,78 0,78 0,83 0,94

)S( ibonneµ 0,08 0,08 0,08 0,00 0,00 0,33 0,42

( )iglobale Sµ 0,97 0,97 0,97 0,78 0,78 1,16 1,36



0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6


L'ap

part

enan

ce g

loba

le


Pour antérieure (αcas.

Cepenci à la derniè
Fig. 7.12. Appartenance globale des solutions selon la famille de critères énergétiques.
les critères énergétiques, le classement est très peu modifié par rapport à la situation =0,75 et β=0,25). Les solutions 4 et 5 présentent le pire résultat comme dans le dernier

dant, une valeur α inférieure à 0,2 désavantage la solution 6 qui se retrouve cette fois-re place.

Tableau 7.14. Appartenance pour la famille de critères écologiques


)S(1 imauvaiseµ− 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 1 0,83

)S( ibonneµ 0 0 0 0 0 1 0

( )iglobale Sµ 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 2 0,83


0.0

0.4

0.8

1.2

1.6

2.0

2.4


L'ap

part

enan

ce g

loba

le

Fig.7.13. Appartenance globale des solutions selon la famille de critères écologiques.
158


La réduction de 80 % de l’intervalle de la classe bonne permet à la solution 6 d’être la seule solution dans la classe bonne pour la famille de critères écologiques (Cf. figure 7.13).

Tableau 7.15. Appartenance pour la famille de critères économiques


)S(1 imauvaiseµ− 0,89 0,82 0,82 0,82 0,82 1 0,82

)S( ibonneµ 0,17 0 0 0 0 0,83 0

( )iglobale Sµ 1,06 0,82 0,82 0,82 0,82 1,83 0,82


0.0

0.4

0.8

1.2

1.6

2.0


L'ap

part

enan

ce g

loba

le


Par rapréduction de 8solutions éner7.14). Les solu

Fig. 7.14. Appartenance globale des solutions selon la famille des critères économiques.
port à la situation antérieure (réduction de 50 % de l’intervalle de la classe bonne), la 0 % de l’intervalle de la classe bonne ne modifie pas les appartenances globales des gétiques pour les critères économiques mais avantage la solution 6 (Cf. figures 7.5 et tions énergétiques 2, 3, 4, 5 et 7 présentent les pires résultats (Cf. figure 7.14).
Solution 637.0%

Solution 58.7%

Solution 48.7%

Solution 310.1%

Solution 210.1%

Solution 112.0%

Solution 713.3%
Fig. 7.15. Classement global des solutions énergétiques.
159


Globalement, une réduction de 80 % de l’intervalle de la classe bonne avantage la solution 6 au détriment de la solution 5 qui présente la plus grande différence par rapport aux situations précédentes. Le résultat qui reste surprenant est la deuxième place pour la solution 7, résultat dû à ses bons résultats pour les critères énergétiques.

Variation de la pondération des familles de critères.

Arbitrairement, on a posé un coefficient de 5 pour une importance majeure et 1 une importance mineure. Pour déterminer l’influence des familles des critères sur les évaluations des solutions énergétiques, on avantage, successivement, chaque famille de critères en faisant varier son coefficient de pondération K de 1 à 5.

Famille énergétique avantagée : Kénergétique = 5 ; Kéconomique = Kécologique.= 1

Avec : 5,0== βα ;

Ainsi les appartenances globales des solutions énergétiques pour les critères énergétiques ont été multipliées à 5. La figure 7.16 présente le classement global des solutions énergétiques.

Pour déterminer l’influence de la pondération de la famille de critères énergétiques sur les résultats on compare le classement obtenu avec le classement obtenu initialement (figure 7.7.).

Solution 615.8%

Solution 519.5%

Solution 410.6%

Solution 312.9%

Solution 214.6%

Solution 114.6%

Solution 712.0%

Le scénario 6 est Toutefois, une réductionclassement des solutions é


160

alors désavantagé et le scénario 5 est alors avantagé (Cf. figure 7.16.). du seuil de discrimination positive à α=0,25, modifie globalement le nergétiques en avantageant cette fois-ci la solution 6 (Cf. figure 7.17).


Solution 714.1%

Solution 113.5%

Solution 213.5%

Solution 311.9%

Solution 49.7%Solution 5

12.8%

Solution 624.6%

Famille économique avantagée : Kéconomique = 5 ; Kénergétique = Kécologique.= 1

Avec : 5,0== βα ;

Solution 79.5%

Solution 114.2%

Solution 214.2%

Solution 311.7%

Solution 410.3%

Solution 516.4%

Solution 623.7%

Par rapport à laavantagé par l’accroissemest un peu désavantagéebeaucoup accentué.

Famille écologiq

Avec 5,0== βα



161

situation de référence (Cf. figure 7.7.), cette fois-ci, le scénario 6 est ent de la pondération de la famille de critères économiques et la solution 5

. En plus, l’écart entre la solution 6 (35 %) et la solution 5 (11,9 %) s’est

ue avantagée : Kécologique. = 5 ; Kénergétique = Kéconomique = 1


Solution 623.8%

Solution 520.6%

Solution 49.8%

Solution 310.9%

Solution 212.0%

Solution 112.0%

Solution 710.8%

Comme pour le du poids de la famille variation de pondératiobonne (α = 0,25 par rap(12,6 %).

Deuxième analyse de se

Le but de cette apositive) et K (le poidsmeilleure solution énerg

Le tableau 7.16diminution de 80 % de est déterminée en somm
Fig.7.19. Le classement global des solutions énergétiques.
162

cas des critères économiques, la solution 6 est avantagée par l’accroissement écologique. Notons que la solution 5 tire également un bénéfice de cette n (Cf. figure 7.19.). Cependant, la réduction de l’intervalle de la classe port à α = 0,5) accentue l’écart entre la solution 6 (35,6 %) et la solution 5

nsibilité

nalyse est d’identifier le domaine de variation de β (seuil de discrimination de chaque famille des critères) pour avoir un seul vainqueur à savoir la étique.

présente tous les résultats pour les trois familles des critères et pour une l’intervalle de la classe bonne. Pour chaque solution, l’appartenance globale ant l’appartenance globale de chaque famille de critères.


163

Tableau 7.16. Appartenance globale des solutions énergétiques

Cette analyse fait ressortir deux scénarios énergétiques :

• pour β = 0,1 la solution 6 est la meilleure et le résultat est robuste car il ne dépend pas des coefficients de pondération ;

• pour α = β = 0,5 la solution 6 est la meilleure si les familles de critères économiques et écologiques sont jugées plus importantes que la famille de critères énergétiques ;

• pour α = β = 0,5, la solution 5 est la meilleure solution énergétique si la famille de critères énergétiques est jugée plus importante que les familles de critères économiques et écologiques

7.3. Description de l’interface

Dans cette partie on présente l’interface Windows « Multicriterial choice of energy solution» que nous avons réalisée dans l’environnement Delphi 7. Ce logiciel permet de déterminer, facilement, la meilleure solution énergétique pour produire une certaine quantité d’énergie électrique et thermique utilisable.

L’originalité du modèle réside dans une comparaison de différentes solutions énergétiques de cogénération et de production séparée, utilisant comme combustible le gaz naturel au regard de critères économique, écologique et énergétique.

Le programme permet de déterminer la solution énergétique optimale pour n’importe quelle unité fonctionnelle en choisissant l’indice de structure du consommateur.

Le changement de l’unité fonctionnelle conduit à la modification des énergies produites et donc des émissions qui sont déterminées à partir de la relation 7.4.

iT

ef

iH E

RPHHE ⋅

⋅+= , (7.4.)

KEnergétique = 5 KEconomique = 1 KEcologique = 1



5,0== βα 1,0=β 5,0== βα 1,0=β 5,0== βα 1,0=β

S1 3,63 3,5 3,64 3,61 3,08 3,04

S2 3,63 3,16 3,64 3,07 3,08 2,8

S3 3,22 2,94 3 2,72 2,81 2,64

S4 2,64 2,39 2,65 2,4 2,51 2,35

S5 4,84 2,92 4,2 2,82 5,29 3,07

S6 3,93 6,3 6,09 10,07 6,1 10,22

S7 2,98 3,47 2,43 2,48 2,77 3,07


164

avec :

iHE - quantité de polluant i rapportée à l’énergie thermique, en [t/an];

iTE - i

HE - quantité totale de polluant i généré par l’unité de cogénération, en [t/an];

H – puissance thermique de l’unité de cogénération en [MW];

P – puissance électrique de l’unité de cogénération en [MW];

Ref – rapport du rendement énergétique de la production thermique sur rendement énergétique de la production électrique:

La quantité de polluant i, rapportée à la quantité d’énergie électrique ( )ipE , est déterminée

par la relation 7.6.:

iH

iT

iP EEE −= (7.5.)

La saisie de données

Les données et informations demandées par le programme sont :

1) la consommation annuelle d’énergie électrique et thermique du consommateur, en MWhel et MWhth;

2) les solutions énergétiques disponibles ; le nombre minimum des solutions est deux (nombre nécessaire pour une comparaison) ;

1

2

3

4

5

6

7

8

Figure 7.20. Fenêtre « saisie des données »


165

3) le type de dimensionnement et la quantité afférente, en MWhth et MWhel pour une unité de cogénération. La quantité introduite ne doit pas dépasser la consommation annuelle du consommateur ;

4) la composition du gaz naturel utilisé pour déterminer sa densité et son pouvoir calorifique inférieure ;

5) les étapes du cycle de vie retenues dans la comparaison ;

6) le rendement des solutions énergétiques choisies.

Dans la figure 7.20 (fenêtre « saisie des données »), on peut visualiser les rubriques 7 et 8 qui présentent la quantité d’énergie thermique et électrique produite par l’unité de cogénération de chaque solution sélectionnée et la quantité de combustible nécessaire pour satisfaire l’unité fonctionnelle demandée.

La deuxième fenêtre intitulée « Calcul des émissions » (figure 7.21.) permet de calculer les émissions pour chaque solution énergétique.

Pour calculer les émissions, le programme demande à l’utilisateur de :

1) sélectionner les solutions énergétiques et le taux de recirculation des fumées dans l’intervalle 0 - 0,25 ;

2) préciser la modalité d’introduction les fumées recirculées ;

3) choisir le type de brûleur ;

4) donner la proportion de gaz naturel provenant de Roumanie et de Russie (le cas échéant) ainsi que la distance entre les bassins d’extraction et le consommateur ;

Figure 7.21. Calcul des émissions

1 2

3

4

5 6

7


166

La rubrique 5 renseigne sur les quantités de combustible utilisées pour les étapes d’extraction, traitement et transport.

Dans la rubrique 6, l’utilisateur a la possibilité de voir les principales valeurs des émissions de la combustion et la rubrique 7 présente les émissions de CO2 et NOx pour l’ensemble du cycle de vie du gaz naturel.

Dans la troisième fenêtre (figure 7.22), le programme propose à l’utilisateur plusieurs options pour l’analyse des impacts environnementaux :

1) le type d’indicateur d’impact ;

2) l’étape de la filière de gaz naturel pour laquelle l’évaluation environnementale est réalisée ;

3) la solution pour la quelle les étapes du cycle de vie sont comparées au regard de l’indicateur d’impact choisi en 1.

La figure 7.23. présente le résultat de la comparaison entre les solutions énergétiques pour une étape de cycle de vie du gaz naturel. La figure 7.24. présente le résultat de la comparaison des impacts environnementaux des étapes du cycle de vie pour une solution énergétique.

1 2

3

Figure 7.22. Analyse d’impacts environnementaux


Figure 7.23. Comparaison des solutions pour un indicateur d’impact et une étape du cyclede vie sélectionnée
Figure 7.24. Comparaison des étapes d’un cycle d’une solution pour un indicateur d’impact
167


168

La figure 7.25. présente la fenêtre pour appliquer la méthode d’analyse multicritère pour aider à choisir la ou les solutions énergétiques les plus en adéquation avec le développement durable.

Pour appliquer la méthode d’analyse multicritère, l’utilisateur doit :

1) choisir les valeurs pour les seuils de discrimination ;

2) sélectionner les critères et définir les coefficients de pondération des critères ;

3) indiquer le salaire moyen annuel en Roumanie ;

4) donner le montant de la taxe CO2 ;

5) indiquer la durée annuelle de fonctionnement des unités de cogénération ainsi que des unités séparées. L’utilisateur peut attribuer le prix d’un kWh thermique et électrique ;

6) établir la durée de vie pour chaque unité de cogénération ainsi que pour les unités de fonctionnement séparé.

Dans la rubrique 7, l’utilisateur a la possibilité de :

a. choisir les critères pour chaque famille ;

Figure 7.25. Analyse multicritère des solutions énergétiques

1

2

3

4

5

6

7


169

b. calculer la matrice d’évaluation (Cf. figure 7.26.);

c. déterminer la matrice normalisée (Cf. figure 7.27.)

d. déterminer l’appartenance de chaque critère de chaque solution ainsi que l’appartenance globale;

e. d’obtenir les résultats de la comparaison pour chaque famille de critères et pour l’ensemble des critères (Cf. figure 7.28.).

Figure 7.26. Matrice d’évaluation.


Figure 7.27. Matrice normalisée.
Figure 7.28. Résultats de l’analyse multicritère
170


171

7.4. Conclusion

Ce chapitre 7 a consisté à comparer les scénarios énergétiques en utilisant une méthode d’analyse multicritère. Cette analyse a permis d’identifier le scénario optimal en prenant en compte les trois familles de critères : énergétiques, économiques et écologiques.

D’après cette analyse multicritère, et compte tenu des hypothèses que nous avons retenues, il ressort que, au regard de l’ensemble des critères précités, la solution 6 (Cycle combiné gaz-vapeur couplé à une chaudière et une centrale thermoélectrique) soit la meilleure solution.

Toutefois, si le décideur pondère plus fortement les critères énergétiques, la solution 5 (Moteur thermique avec récupération de la chaleur des gaz couplé à une chaudière et une centrale thermoélectrique) serait alors la meilleure solution.


172


172

TROISIEME PARTIE :

REDUCTION DES EMISSIONS DE NOx

LIEES A LA COMBUSTION DU GAZ NATUREL


8. REDUCTION DES EMISSIONS DE NOX LIEES A LA COMBUSTION DU GAZ NATUREL

On a démontré, en utilisant l’Analyse de Cycle de Vie du gaz naturel, que les oxydes d’azote (NOx) représentent un polluant majeur par ses effets sur les écosystèmes et la santé humaine. L’étape du cycle de vie du gaz naturel la plus polluante, à l’égard de NOx, est la combustion du gaz naturel. En conséquence pour réduire l’impact global sur l’environnement du cycle de vie de gaz naturel, il faut agir en priorité sur la combustion du gaz naturel et en particulier sur les NOx générés par cette combustion.

8.1. Etat de l’art sur la réduction des émissions de NOx On rencontre deux types de procédés pour la réduction des NOx : procédés primaires qui

visent la réduction des NOx lors de la combustion et procédés secondaires qui consistent à minimiser les émissions de NOx en aval de la combustion [MIHAESCU, 2004].

8.1.1. Procédés primaires de réduction de NOx lors de la combustion

Pour réduire les émissions de NOx à la source (procédé primaire), on doit tenir compte des processus de formation. On s’efforcera de diminuer [PANOIU, 1993] :

• les températures maximales du milieu réactionnel ;

• localement, la présence d’oxygène en excès.

Les procédés primaires les plus courants pour la réduction de NOx sont :

• la combustion étagée par action sur le combustible ou le comburant ;

• la dilution de la flamme ;

• la combustion à basse température.

8.1.1.1. Combustion étagée pour le combustible Elle consiste à retarder l’injection d’une partie du combustible dans la flamme (Cf. figure

8.1.), de manière à avoir successivement, dans la flamme, une zone pauvre en combustible, donc une température relativement limitée, suivi d’une zone à plus haute température dans laquelle se fait l’injection du combustible restant, mais avec très peu d’oxygène en excès [NIMMO, 1991].

La figure masse d’air introdu
Fig. 8.1. Principe de procédé de combustion étagée du gaz naturel.
173

8.2. présente la proportion de combustible primaire et secondaire ainsi que la ite dans les zones primaire, reburning et post-combustion (finale).


174

Dans la figure 8.2., si kg1mm21 BB =+ de combustible, ms représente la quantité théorique

de l’air pour la combustion, et m1, m2 et m3 représentent les quantités d’air introduit dans les zones primaire, reburning et finale. L’excès d’air pour chaque zone est déterminé en utilisant les relations suivantes :

SB

11 mm

m

1⋅

=λ (8.1.)

( ) SBB

212 mmm

mm

21⋅+

+=λ (8.2.)

( ) SBB

3213 mmm

mmm

21⋅+

++=λ (8.3.)

La proportion optimale de combustible secondaire par rapport au combustible total est comprise entre 20 – 30 %. La combustion étagée, dans le cas du gaz naturel, permet de diminuer de 50 à 60 % la quantité de NOx générée [ANTONESCU, 1994].

Il y a lieu de noter que par rapport à une flamme « conventionnelle », les flammes à combustion étagée présentent un volume global plus important ; il sera donc nécessaire, pour en obtenir leur plein effet, de construire autour de ces flammes, des chambres de combustion de plus grandes dimensions.

8.1.1.2. Combustion étagée du comburant Les flammes peuvent être classées selon la manière de mélanger le combustible et le

comburant. On distingue (cf. figure 8.3.) :

(a) les flammes prémélangées : le combustible et le comburant sont intimement mélangés avant la combustion.

(b) les flammes de diffusion ou non-prémélangées: les fluides sont séparés, la combustion démarre dans l’enceinte, là où le mélange est dans les limites d’inflammabilité (cette zone est appelée front de flamme).

(c) les flammes partiellement prémélangées : une partie du combustible est mélangée avec le comburant. Cette configuration permet de stabiliser (« accrocher ») la flamme et empêcher les retours de flamme.

α3

Zone finale

Zone reburning Zone primaire

α2

α1

m3

m2

m1

2Bm

1Bm

Fig. 8.2. La combustion étagée du carburant.


(d) les flammes étagées sur l’air : il s’agit de flammes de diffusion, avec des injecteurs secondaires et parfois tertiaires pour introduire l’air le plus en aval de la flamme.

(e) les flammes étagées sur le gaz : même principe que précédemment, mais avec les injecteurs gaz.

Les flammréactionnelle de lflammes de diffusdont les points chcourtes et très chterme d’émissiond’éliminer totalemflamme (ouvreau le front de flamm

Dans les tcombustion étagéflamme tandis qudans la zone de co
Fig. 8.3. Classification des brûleurs par type de mélange combustible/comburant.
175

es de prémélange sont plus courtes que les flammes de diffusion. La zone a flamme est très chaude, ce qui est très favorable à la production de NOx. Les ion, puis les flammes étagées ont permis de produire des flammes plus longues, et auds sont réduits (ce point est à nuancer, car il est possible de créer des flammes audes suivant la géométrie des injecteurs). Elles sont donc plus performantes en de NOx et d’homogénéité de chauffe. Cependant ces brûleurs ne permettent pas

ent les points chauds. Ils sont en effet équipés d’un système d’accrochage de en réfractaire permettant de créer un point de stagnation), qui permet de stabiliser e proche du nez du brûleur.

ravaux sur la combustion du mazout [GABA, 2000], on a étudié l’influence de la e sur la production de NOx. L’air primaire de combustion est introduit dans la e l’air secondaire, partagé en deux parties, est introduit dans la zone primaire et mbustion (air secondaire 1 et 2) (figure 8.4.).

La combustion étagée par l'air de combustion

100

150

200

250

300

350

1 2 3 4 5 6 7 8 9

O2, [%]

NO x,

[ppm

]

Fig. 8.4. Comparaison entre la combustion étagée et non étagée.

Combustion normale

Combustion étagée


Selon la figure 8.4., on observe que, dans le cas de la combustion normale, les NOx varient de 200 à 320 ppm pour différentes valeurs de la teneur d’O2. La valeur maximale de NOx est obtenue pour une teneur en O2 comprise entre 5 et 6 [%]. Dans le cas de la combustion étagée, la teneur des NOx varie de 150 à 270 ppm avec une valeur maximale de NOx pour O2 = 7 %. La différence maximale de NOx, pour les deux types de combustion est obtenue pour O2 = 3 % et elle est d’environ 28 % en faveur de la combustion étagée. Par contre, il n’y a pas de différence entre les deux combustions pour une valeur d’O2 >8 %.

8.1.1.3. Recyclage des fumées L’objectif est ici de diminuer la température de combustion par dilution de la flamme avec

des gaz brûlés ou des fumées. On distingue le recyclage externe et le recyclage interne.

A. Recyclage externe

La recirculation externe des fumées (Cf. figure 8.5.), consiste à rapporter une partie des produits de la combustion dans les brûleurs (injecteurs air et/ou gaz). Cet ajout de gaz inertes dans le mélange permet d’abaisser la température adiabatique de flamme et donc les émissions de NOx. L’inconvénient de cette technique est l’augmentation des coûts de fonctionnement, car elle nécessite l’emploi de ventilateurs puissants pour entraîner les produits de combustion chauds et à faible pression, ainsi que l’ajout de canalisations isolées. De plus, l’ajout de gaz inertes à une température inférieure à la température de flamme détériore le rendement de combustion.

La diminut% de la valeur sanguère un débit de

.
Fig. 8.5. Principe de fonctionnement de la recirculation externe des fumées
176

ion des NOx est fonction du débit de fumées recyclées et peut atteindre 80 à 90 s recyclage (Cf. figure 8.6.) [FUKUDA, 1998]. Dans la pratique, on ne dépasse

recyclage supérieur à 15 % du débit d’air de combustion.


B. Recyc

L’objectif esttuyauteries importantdans la chambre de co

La mise en circombustible, lors de sdébit de quantité dconsommation d’éner

De plus, pour subdiviser le premierbrûleurs permettent, [OGAWA, 1998].
Fig. 8.6. La réduction de NOx en fonction du débit de gaz récirculés.
lage interne

le même que celui du recyclage externe, mais pour éviter un réseau de et coûteux, la dilution dans la flamme se fait avec des gaz brûlés se trouvant, mbustion, à proximité immédiate du (ou des) brûleur(s) (Cf. figure 8.7.).
Fig. 8.7. Principe de fonctionnement de la recirculation interne des fumées.
177

culation de ces gaz est induite par le jet formé par l’air de combustion et/ou le on entrée dans le foyer. Le débit de gaz recirculé est d’autant plus élevé que le

e mouvement de jet sera lui-même élevé, ce qui nécessite une certaine gie pour la mise en vitesse des fluides.

améliorer le mélange entre le jet primaire et les gaz recirculés, il y a l’intérêt à . C’est sur ce principe qu’ont été développés les brûleurs dits « bas NOx ». Ces dans certains cas, de réduire de 25 à 30 % la formation d’oxydes d’azote


178

8.1.1.4. Combustion à basse température Les températures de combustion adiabatique de l’ensemble des combustibles courants

s’étalent entre 1 800 et 2 200 °C. Dans un très grand nombre de cas, la température nécessaire pour le procédé est notablement plus faible. On peut citer, par exemple :

• les générateurs de vapeur où les températures de surchauffe maximales de la vapeur sont inférieures à 600 °C ;

• les réseaux de distribution de chaleur où les températures d’utilisation sont inférieures à 200 °C ;

• les turbines à combustion où la température des gaz à l’amont de la première roue est limitée actuellement pour des considérations technologiques à une valeur inférieure à 1 300 °C.

Il y a donc intérêt, compte tenu de l’impact important du niveau de température maximal sur la formation de NOx, à opérer la combustion à des niveaux de température plus bas que ceux normalement obtenue dans une flamme.

Dans ce cas, pour contrôler la température d’oxydation du combustible on utilise des catalyseurs [ICHIKAWA, 1997]. Un catalyseur permet, en principe, de diminuer considérablement la température à laquelle le phénomène d’auto-combustion s’entretient. Pour résoudre le problème, il faut :

• extraire une grande quantité de chaleur produite par la réaction ;

• obtenir un niveau de température suffisant pour les procédés en aval ;

• avoir un catalyseur qui résiste à ce niveau de température.

Une approche similaire est celle des brûleurs dits « radiants » dont la température de combustion est limitée par la masse réfractaire dans laquelle cette combustion s’effectue. Les émissions de NOx obtenues avec ces types de brûleurs sont comprises entre 20 et 40 mg/Nm3 (à 3 % de O2) [ANTONESCU, 1994].

Cas des machines thermiques Les procédés décrits dans les paragraphes précédents sont des procédés généraux dont les

principes s’appliquent à tous les équipements de combustion (fours, chaudières, sécheurs, machines thermiques, etc.) [OHKUBO, 2001].

A. Turbines à combustion

Les diminutions de la température maximale de combustion sont obtenues par :

• le mélange des gaz produits par la combustion :

o avec de la vapeur d’eau ;

o avec de l’eau liquide ;

• des technologies d’étagements de la combustion.

Dilution avec de la vapeur d’eau La vapeur d’eau est injectée dans les chambres de combustion ou en aval du compresseur. Cela impose une pression de vapeur supérieure à la pression qui règne dans les chambres de combustion, typiquement 15 à 20 bars, et une vapeur légèrement surchauffée pour éviter les à-coups provoqués par d’éventuels condensats.

Dilution avec de l’eau liquide


L’obtention de la pression nécessaire ne pose pas de problème. Par contre, l’eau doit être absolument pure (eau déminéralisée) pour éviter tous dépôts de sels sur les ailettes des roues de la turbine.

La chaleur de vaporisation de l’eau étant prélevée dans la chambre de combustion, ce procédé induit une augmentation de la consommation spécifique de la machine. Le débit masse d’eau liquide maximal que l’on peut injecter est de l’ordre de grandeur du débit masse du combustible.

La figure 8.8. présente la réduction des NOx en fonction de débit d’eau injecté dans l’air de combustion. On constate que plus le débit d’eau augmente, plus les NOx sont réduits. Cependant, le débit de l’eau (g < 10 %) est forcément limité si l’on veut préserver une combustion de qualité [MIHAESCU, 2004].

Réduction de NOx en fonction de débit d'eau injectée dans l'air

0

10

20

30

40

1 2 3 4 5 6 7 8

g [%]

Réd

uctio

n de

NO

x [%

]

Le participarelation suivante [MI

1D

Dg

aa

ai ⋅ρ⋅

=

avec :

Dai – le débit d’eau i

Da – le débit d’air, en

ρa – la densité de l’ai

Combustion étagée La combustioquantités de NOx prodite « de chambre sparticulier lors des fo

Pour contourbrûleurs « hybrides »

• à forte puissaburner) ;

• à faibles puis

.
Fig. 8.8. Réduction de NOx en fonction de débit d’eau injectée dans l’air
179

tion de la masse d’eau dans l’air, g, a été déterminée en utilisant la HAESCU, 2004]:

[ ]%00 (8.4.)

njecté, en kg/h ;

Nm3/h ;

r, en kg/Nm3.

n étagée permet de diminuer sensiblement, dans un grand nombre de cas, les duit sans avoir recours à l’injection d’un fluide auxiliaires. Cette technologie

èche » est toutefois limitée par des problèmes de stabilité de combustion, en nctionnements en dessous de la puissance nominale de la machine.

ner cette difficulté, un certain nombre de constructeurs ont développé des , dont le principe de fonctionnement est différent à faible et à pleine charge :

nce, la flamme est à prémélange préalable du combustible et de l’air (premix

sances, la flamme est à diffusion (diffusion nozzle burner).


L’ensemble de ces moyens permet de ramener généralement les émissions de NOx entre 50 et 100 mg/Nm3.

B. Moteurs thermiques

Les moteurs thermiques fonctionnent usuellement avec des taux d’excès d’air nettement plus faibles que les turbines à combustion. On peut donc essayer de limiter la formation de NOx :

• en se rapprochant au maximum d’un mélange carburant – air proche de la stœchiométrie, et ainsi réduire l’oxygène disponible pour la formation de NOx ; on a donc un mélange riche ;

• en augmentant sensiblement l’air en excès de manière à diminuer la température de combustion ; on a alors un mélange pauvre qui permet d’obtenir actuellement des émissions de NOx inférieures à 500 mg/Nm3 (à 5 % O2) sur les moteurs à gaz [FUKUDA, 1998].

8.1.1.5. Phénomènes secondaires induits par les procédés primaires de limitation de formation des NOx La réduction de la formation des NOx durant la combustion s’accompagne d’un certain

nombre de contraintes qui limitent l’utilisation de ces moyens de « réduction primaire ».

La recherche d’une température de combustion plus basse provoque assez rapidement l’apparition d’imbrûlés. Pour le combustible gazeux, cela se traduit par l’apparition d’oxydes de carbone (CO) (Cf. figure 8.9.).

L’injection de l’eau dans les chambres de combustion des turbines peut provoquer des instabilités de flamme génératrices de vibrations.

Le recyclage des fumées dans les fours et les chaudières peut s’accompagner de condensations dans le réseau de recyclage.

La combustion à basse température s’accompagne d’une augmentation des émissions de protoxyde d’azote (N2O).

L’injection d’eau et la production d’imbrûlés grèvent le rendement énergétique.

Dans la figvaleurs de NOx. Pvaleurs de NOx. Lepour O2 = 15 %.
Fig. 8.9. Réduction de NOx en fonction du débit d’eau injectée dans l’air.
180

ure 8.9., on constate qu’on a les plus grandes valeurs de CO pour les petites ar contre les plus petites valeurs de CO sont obtenues pour les plus grandes s mesures ont été effectuées dans la chambre de combustion d’une turbine à gaz


181

8.1.2. Procédés secondaires pour la réduction des NOx

Les contraintes et limitations décrites dans le paragraphe antérieur imposent, dans un nombre important de cas, de faire appel à des techniques de réduction des NOx à l’aval de la combustion. Ces techniques de réductions peuvent d’ailleurs être combinées avec les techniques de limitation des NOx durant la combustion.

Les techniques de réduction à l’aval relèvent de trois grandes catégories :

• la réduction sélective non catalytique (SNCR – Selective non catalytic reduction) ;

• la réduction sélective catalytique (SCR – Selective catalytic reduction) ;

• la destruction par recombustion (reburning).

Les réductions sélectives La réduction sélective qu’elle soit, ou non, catalytique, se fait par l’injection de produits

permettant de libérer un radical NH2 qui réagit avec les molécules de NO et NO2. Ce sont, en particulier :

• l’ammoniac (NH3) ;

• l’urée CO(NH2)2;

• l’acide cyanurique (HOCN)3.

Ces molécules très réactives, mises en contact avec des molécules de NO et de NO2, peuvent, en présence d’oxygène, réduire ces derniers pour produire de l’azote gazeux (N2) et de la vapeur d’eau. Elles peuvent également, dans certaines conditions, former des NOx, ce qui ne va pas tout à fait dans le sens souhaité.

Les réactions de dénitrification avec l’ammoniac peuvent globalement s’écrire :

OH6N3ONH4NO2

OH6N4ONH4NO4OH3N2NH2NONO

22232

2223

2232

+→+++→+++→++

(8.5.)

La réduction des oxydes d’azote par les produits cités peut se faire à des niveaux de température bien différenciés :

• autour de 950 °C, sans catalyseur (SNCR) ;

• autour de 350 °C, avec catalyseur (SCR).

8.1.2.1. Réduction sélective non catalytique La réduction non catalytique s’opère dans une fenêtre de température qui se situe entre 850

et 1000 °C. Cette fenêtre est relativement étroite. Comme par ailleurs, dans un équipement thermique, la distribution des températures dans le foyer se modifie en fonction de la puissance utilisée, on conçoit qu’il soit assez délicat de se situer dans les conditions d’injection optimale du réactif sur toute la gamme de fonctionnement de l’équipement.

Le SNCR impose donc une connaissance approfondie du fonctionnement de l’équipement sur lequel on désire le mettre en place. Il est souvent utile, et parfois nécessaire, de faire précéder la mise en place d’une installation de SNCR par des études préliminaires comportant :

• des mesures de température dans les zones concernées par l’injection, et ce, pour différentes charges thermiques de l’équipement ;

• une modélisation du foyer, qu’il faudra confronter et caler avec les températures mesurées.


182

Cela fait, il faut positionner le système d’injection dans le foyer, système subdivisé dans la majorité des cas, en plusieurs zones de contrôle, de manière à ce que l’injection du réactif se fasse aussi près que possible de la région du foyer où la réduction sera maximale.

Le SNCR peut se faire avec plusieurs produits et sous différentes formes physiques : ammoniac gazeux, solution ammoniacale liquide, urée en granulés solides, etc.

Au niveau de la température où se pratique le SNCR, les réactions sont extrêmement rapides (de l’ordre de 0,1 s). La cinétique est, toutefois, fonction de l’état physique dans lequel est injecté le réactif. Une forme liquide ou solide demande une durée supplémentaire pour la vaporisation ou la sublimation du produit.

Les difficultés à connaître et à suivre les évolutions de température dans le foyer sont à l’origine de recherches en vue d’élargir la fenêtre de température de réduction maximale. Pour ce faire, des additifs sont injectés dans le foyer, en mélange avec le réducteur à base d’ammoniac. Deux types d’injection ont été proposés :

• une injection simultanée d’hydrogène et d’ammoniac ; on constate un déplacement de la zone réactionnelle optimale vers les basses températures ;

• pour le même réactif de base (urée), une injection simultanée d’additifs qui permet de modifier la zone de température optimale pour la dénitrification ; il faut noter une augmentation rapide des fuites de NH3 lorsque l’on s’éloigne de la fenêtre de température optimale.

8.1.2.2. Réduction sélective catalytique Les principes de réduction des NOx avec la SCR sont similaires à ceux de la SNCR, à ceci

prés que la réduction se faisant à basse température, elle serait infiniment longue, ou ne se ferait pas, sans la présence d’un catalyseur.

Il faut noter que les réactions de dénitrification sont exothermiques, ce qui induit une légère augmentation de la température du catalyseur.

Il existe plusieurs sortes de catalyseurs :

• les métaux précieux (Pt, Rh), qui travaillent à relativement basse température (240 à 280 °C) ;

• les oxydes métalliques (V2O5, WO3, TiO2), qui sont actifs dans une gamme de températures comprises entre 300 et 450 °C ;

• les zéolithes, qui peuvent travailler à des températures sensiblement plus élevées.

Les catalyseurs sont déposés sur des supports métalliques ou céramiques, sous forme de :

• nids d’abeilles ;

• plaques, lorsqu l’on recherche des pertes de charges minimales ;

• granulés, lorsque des pertes de charge plus importantes peuvent être admises.

L’utilisation de SCR permet d’obtenir une émission de 18 mg/Nm3 pour une turbine à gaz à 15 % d’O2.

Pour illustrer cette technologie, prenons l’exemple du procédé Von Roll Dans le procédé Von Roll SNCR (figure 8.10.), l’oxyde d’azote réagissant avec l’ammoniac (NH4OH) est chimiquement transformé en azote et en vapeur d’eau. L’ammoniac est alors directement injecté avec de la vapeur dans la zone de combustion, dans une plage de température comprise entre 850 et 1 000 °C. Un taux de réduction élevé de NOx nécessite une injection


183

d’ammoniac excédentaire. L’excédent, après réaction, se retrouve dans les effluents liquides issus du lavage des fumées et peut être récupéré. Ce procédé breveté par Von Roll entraîne une diminution importante de la formation des dioxines et, de plus, requiert très peu de place. Le procédé Von Roll SNCR a été démontré qu’il permet d’éliminer jusqu’à 50 % des oxydes d’azote contenus dans les fumées [KRISTOPHER, 2004].

Le procédé SCR (figure 8.11.) permet de diminuer les NOx (environ 90 %) contenus dans les fumées à base d’un catalyseur. Dans une unité, le catalyseur peut être intégré dans deux endroits différents : après l’électrofiltre (côté chaud), ou bien après le laveur de fumées (côté froid). Dans cette réduction catalytique, les fumées qui sont soumises à un dépoussiérage via un électrofiltre, ne sont refroidies dans la chaudière qu’à environ 260 °C. Il n’est pas nécessaire de procéder à un réchauffement des fumées [KRISTOPHER, 2004].

8.1.2.3. Destruction par recombustion Le principe est de réduire le NO à l’aide d’hydrocarbures, en milieu légèrement oxydant.

Avec du méthane, la réduction peut s’écrire :

Fig. 8.10. Procédé Von Roll SNCR avec récupération d’ammoniac.

Fig. 8.11. Procédé Von Roll SCR pour la réduction de NOx .


184

OH2CONOCHNO2 22224 ++→++ (8.6.)

La difficulté est d’éviter la combustion complète de l’hydrocarbure par l’oxygène avant destruction des oxydes d’azote selon, par exemple pour le méthane :

OH2COO2CH 2224 +→+ (8.7.)

La mise en œuvre se fait en trois étages :

• la combustion du combustible principal est effectuée avec le minimum d’excès d’air possible de manière à limiter la teneur en oxygène dans les fumées ;

• à l’aval de cette combustion principale, on injecte un combustible (hydrocarbure) et une quantité d’air insuffisante pour brûler en totalité cet hydrocarbure ; les imbrûlés réagissent alors sur les NOx et les détruisent ;

• plus en aval encore, on injecte de l’air qui a pour objet d’oxyder les imbrûlés provenant de l’excès d’hydrocarbure injecté au second étage.

La puissance fournie par le combustible utilisée pour le « reburning » peut atteindre 10 à 15 % de la puissance totale fournie à l’équipement, ce qui peut poser quelques problèmes tant dans la répartition des surfaces d’échange de l’équipement que d’un point de vue économiquement quand la substitution se fait au détriment d’un combustible moins onéreux.

Le rendement de dénitrification peut dépasser 50 % (Cf. figure 8.12.). Il est fonction de la quantité d’hydrocarbures que l’on peut injecter sans voir augmenter d’une façon significative les imbrûlés [CHEN, 1986]. Cependant, le débit de combustible secondaire (introduit en aval de la combustion) ne doit pas dépasser 15 % de combustible principal introduit dans la zone de combustion.

8.1.2.4. Phénomènes secondaires induits par les procédés secondaires de limitation de formation des NOx Les procédés décrits dans les paragraphes antérieurs sont limités par l’apparition des

phénomènes suivants :

• les fuites de NH3 vers la cheminée ne doivent pas dépasser des valeurs limites réglementaires ;

Fig. 8.12. La réduction de NOx en fonction de rapport débit de gaz naturel reburning / débit de gaz naturel principal.


185

• des sulfates et bisulfates d’ammonium encrassant et corrosifs peuvent se former et se déposer sous forme de poussières sur les échangeurs dans le cas de la SNCR ;

• du nitrate d’ammonium explosif peut se déposer sous forme de poussières dans les conduites de fumées en dessous de 100 °C ;

• l’injection de l’ammoniac (NH3) peut favoriser la formation d’oxydes nitreux (N2O), gaz à effet de serre ;

• la vaporisation, l’injection et la pulvérisation des réactifs entraînent une surconsommation énergétique de l’installation considérée ;

• le catalyseur a un coût élevé, il doit être remplacé au bout de quelques années ; son élimination est délicate du fait de la présence de métaux.

8.2. Réduction des NOx par recirculation des fumées et par injection d’ammoniac dans la zone de combustion

Dans la littérature spécialisée, la recirculation des fumées a été largement traitée pour la combustion des combustibles solides et liquides. En revanche, il y a très peu de données sur la recirculation des fumées pour la combustion du gaz naturel.

L’objectif de ce chapitre est d’analyser l’influence de la recirculation des fumées et de l’injection d’ammoniac dans la flamme et dans l’air de combustion sur les émissions liées à la combustion et en particulier sur les NOx. Plus précisément, notre objectif pour la première technique est de déterminer le taux optimal de recirculation pour réduire les émissions de NOx avec une valeur acceptable de CO respectant la législation. Nous avons également étudié l’influence de la recirculation sur les émissions de CO2.

La deuxième technique analysée dans cette thèse consiste à injecter de l’ammoniac dans la zone de combustion, afin d’en analyser l’effet sur la formation de NOx. La pulvérisation de l’ammoniac dans la zone de combustion a été faite en 3 points d’injection :

a) à la base de la flamme ;

b) à 20 cm de profondeur de la flamme ;

c) dans le courant de l’air de combustion.

8.2.1. Réduction de NOx par recirculation des fumées

8.2.1.1. Description de l’installation pilote Les circuits principaux de l’installation pilote qui a été utilisé pour étudier la recirculation des fumées sont:

1. le circuit d’alimentation de l’air comprimé ;

2. le circuit d’alimentation de gaz naturel ;

3. le circuit d’alimentation de l’air ventilé ;

4. le circuit d’alimentation d’eau ;

5. l’installation de combustion ;

6. le foyer de combustion ;

7. le récupérateur de chaleur ;

8. le système d’évacuation des fumées.


186

Le circuit d’alimentation de l’air comprimé est utilisé pour avoir une quantité d’air suffisante pour la combustion. On a utilisé ce circuit pour préchauffer l’air de combustion à l’aide d’un échangeur de chaleur. Le circuit comprend un compresseur dont les caractéristiques techniques sont les suivantes :

o la puissance nominale du moteur est de 15 kW ;

o la vitesse nominale est de 1500 rpm ;

o la pression minimale admissible 1,5 bar ;

o la pression maximale admissible 8 bars ;

o la température de l’air de travail variant de 20 à 200 C .

Le compresseur est utilisé pour alimenter en air le brûleur et les échangeurs pour le préchauffage de l’air de combustion.

Le circuit d’alimentation continue est prévu avec un diaphragme d’air ventilé préchauffé qui comprend un dispositif pour régler l’air primaire préchauffé et un autre dispositif pour régler l’air secondaire préchauffé.

Pour maintenir la pression constante de l’air à l’entrée de l’installation de combustion, on a utilisé un vase tampon d’une hauteur de 4,5 m et un diamètre de 1,2 m qui fonctionne a une pression nominale de 5 bars. Il est équipé d’une soupape de sûreté, d’un tube métallique court pour l’entrée de l’air comprimé et d’un tube métallique court de métal pour la sortie de l’air comprimé. Un manomètre différentiel permet de mesurer la pression du vase tampon.

La pression de l’air comprimé à la valeur prescrite est assurée par un régulateur de pression. Le diaphragme de mesure est de type Kent et il est prévu en amont un dispositif de prises pour l’air qui entre et pour l’air qui sort. Les deux prises permettent de mesurer le débit de l’air comprimé en utilisant un manomètre différentiel.

Le répartiteur d’air comprimé est un tube cylindrique d’un diamètre de 100 mm et d’une hauteur de 400 mm. La ventilation primaire est utilisée pour éliminer l’humidité et les impuretés du circuit d’air comprimé tandis que la ventilation secondaire est utilisée pour éliminer l’humidité et les impuretés du circuit du combustible. La ventilation tertiaire permet d’alimenter en air comprimé l’installation de combustion et permet de régler l’air comprimé nécessaire à l’installation de combustion.

Le circuit secondaire d’air comprend une ventilation primaire qui permet de régler le débit d’air comprimé avec un rotateur d’une capacité de 1 000 l/h.

Pour démarrer et arrêter le compresseur, nous avons prévu un panneau de commande qui présente un commutateur d’alimentation.

Le circuit d’alimentation du gaz naturel est constitué d’un conduit sur lequel est monté un diaphragme qui mesure le débit du gaz naturel. Ce diaphragme est prévu avec des ventilations pour l’entrée et la sortie du gaz naturel. Les deux ventilations sont reliées à un manomètre différentiel.

En cas d’arrêt accidentel, la fermeture du circuit de gaz naturel est assurée par une electro –vanne. La pression du gaz naturel est automatiquement réglée par un régulateur de pression.

Le rapport volumétrique entre le débit d’air et le débit de gaz naturel est maintenu constant à la valeur prescrite en utilisant un régulateur d’air.

Un manomètre a pour rôle de surveiller la pression du gaz naturel dans le circuit d’alimentation de l’installation de combustion. Si la pression baisse sous la pression imposée par les spécifications techniques, l’installation de combustion s’arrête.


Le circuit d’alimentation de l’air ventilé comprend un ventilateur de haute pression type V141., de 7,5 kW. Sa pression nominale est de 710 mm colonne d’eau avec un débit de 2500 m3/h.

Le circuit d’air ventilé est pourvu d’un diaphragme d’air ventilé qui permet de déterminer le débit d’air en utilisant un manomètre différentiel. Une ventilation de réglage est utilisée pour ajuster le débit d’air à l’entrée de l’installation de combustion. La pression de l’air à l’entrée de l’installation de combustion est mesurée par un manomètre.

Le circuit de d’alimentation d’eau est un circuit de refroidissement qui a pour rôle de protéger les parois du foyer pendant son fonctionnement.

L’installation (figure 8.13.) prévoit trois circuits de refroidissement du foyer et un échangeur de chaleur. L’eau utilisée pour refroidir le foyer entre par la base inférieure du foyer à l’aide d’une pompe d’alimentation (3) et en sort au-dessus du foyer. L’eau est collectée dans un récipient (1).

Légende :

1 – récipient de l’eau ;

2 – cheminée ;

3 – pompe d’alimentation

4 – brûleur du gaz nature

5 – foyer ;

6 – le circuit d’évacuatio

Zone primaire

Zone secondaire

Zone tertiaire

Bgaz naturel

1 2

4 56

.

Air fra

1

2

Gaz naturel

3Fig. 8.13. Le circuit de refroidissement du foyer

en eau ;

l ;

n des fumées.

Zone primaire

Zone secondaire

Zone tertiaire

îche

2

3

.
Fig. 8.14. Le trajet de l’air préchauffé
187


188

Légende :

1 – ventilateur d’air ;

2 – diaphragme;

3 – échangeur de chaleur.

L’installation (figure 8.14). a été prévue avec un circuit d’air préchauffé, qui est introduit, à l’aide d’un ventilateur, dans un échangeur de chaleur (3) où il prend la chaleur cédée par les fumées. On a la possibilité d’utiliser l’air préchauffé ou l’air frais. Malheureusement, le circuit d’air préchauffé ne permet pas de chauffer l’air à une température supérieure de 200 °C. Le débit d’air préchauffé a été mesuré en utilisant un diaphragme (2).

L’installation de combustion comprend un brûleur (1) prévu avec un dispositif sensoriel qui permet de maintenir la flamme.

Le brûleur mixte (fig. 8.15.) (qui est utilisé pour la combustion du gaz naturel et du mazout) comprend un corps (1), une embrassure en céramique (2), un injecteur de combustible (3) et un brûleur de gaz naturel (4). C’est un brûleur de type « pipe in pipe » où l’injection du gaz se fait par un tube central et l’injection d’oxygène dans une section annulaire autour du jet de gaz. Le brûleur de gaz naturel comprend un stabilisateur de flamme turbulente de prémélange et un tourbillonnaire dont les caractéristiques techniques sont les suivantes :

o puissance thermique nominale 200 kW ;

o débit nominal de gaz naturel 40 Nm3/h ;

o pression nominale de gaz naturel – 800 mm de colonne d’eau ;

Légende :

1. Corps ; 2. Embrassure ; 3. Injecteur de combustible ; 4. Brûleur de gaz naturel ; 5. Stabilisateur de flamme ; 6. Tourbillonnaire.

Fig. 8.15. Le brûleur de combustible gazeux et liquide.

Combustible gazeux

Air primaire

Air secondaire


Le foyer contient des orifices sur toute sa longueur pour la visualiser la flamme et pour mesurer la composition des fumées (figure 8.16.).

cofod’

Fig. 8.16. Le foyer pour la combustion de gaz naturel.

Légende :

1. Foyer ;

2. Manteau ;

3. Socle ;

4. Chariots ;

5. Support selle ;

6. Support chariots ;

7. Orifice pour l’introduction de la sonde pour mesurer la concentration des gaz.

189

La figure 8.17. présente le circuit d’évacuation des fumées. Le circuit d’évacuation mprend un conduit d’évacuation de diamètre 320 avec une clapette pour régler la pression dans le yer. Le circuit comporte des orifices de mesure. Chaque fois que la flamme s’arrête, le ventilateur air élimine tous les gaz existants dans le foyer y compris dans le circuit des gaz de combustion.


e

1

2

3

4

5

6

7

Fig. 8.17. Le circuit d’évacuation des gaz de combustion.
Légende :
1. Conduit d’évacuation ;

2. Clapette ;

3. Tube Pitot-Prandtl ;

4. Thermocouple ;

5. Sonde de gaz ;

6. Sonde isocinétique;

7. Sonde pour capter les poussières.

190

La cheminée d’évacuation a une hauteur de 10 m et un diamètre de 320 et il est prévu un xtracteur pour éviter les variations de pression dans le four.

Nous avons déterminé les paramètres suivants :

a) le débit mesuré par un diaphragme de type Kent sur une conduite de 2", pour mesurer le débit de gaz naturel, la précision de mesure est de ± 1 % ;

b) les pressions mesurées par un manomètre différentiel en forme de U contenant de l’eau ; le domaine de mesures varie entre 0 – 1000 mm H2O ;

c) les températures déterminées par un thermocouple Pt-Rh-Pt avec un domaine de mesures de 0-1600 °C et une précision de ± 1,5 % ;

d) les teneurs des gaz de combustion mesurées par un analyseur digital de gaz de type TESTO 350 XL pour CO2, CO, NOx, O2, SO2, CxHy (les CH4 ont été déterminés avec une cellule séparée). Le prélèvement des échantillons est effectué avec une sonde d’acier inoxydable. Le principe du dispositif appelé FID (Flamme Ionisation Detector) repose sur la mesure du débit des électrons libérés par l’ionisation des HC : −+⎯⎯ →⎯ eHCHC flamme . La précision de mesure dépend du rendement de captage des électrons libérés.


191

Pour la teneur en CO2, l’analyseur TESTO 350 XL donne la possibilité de la mesurer et de la calculer. La relation utilisée pour la calculer est :

21

21max 2

22O

COCO−

⋅= (8.8.)

La ligne de l’appareil TESTO a été introduite dans un tube et l’ensemble tube-ligne a été introduit dans les orifices prévus à cet effet afin de mesurer les émissions dont la température dépassait 700 °C.

8.2.1.2. Analyse des essais La figure 8.18. présente la recirculation externe des fumées. Les gaz sont introduits dans le foyer par le réseau externe. Les fumées sont prélevées du foyer en utilisant un ventilateur (15). Le débit des fumées recirculées a été déterminé en utilisant un diaphragme (17) avant d’être introduit dans le brûleur. Pour déterminer le taux de recirculation, on a mesuré le débit total des fumées avant la cheminé et le débit des gaz prélevés à la sortie du foyer.

Les mesures ont été effectuées par l’introduction de la sonde des appareils TESTO dans les orifices spéciaux prévus à cet effet (9).

Légende : 1 – conduite de gaz naturel; 2 – robinet de clôture; 3 – diaphragme; 4 – manomètre; 5 – robinet de réglage; 6 – brûleur; 7 – enceinte de travaille; 8 – analyseur des gaz de type TESTO 350 XL; 9 – orifice de mesure; 10 – fenêtre de visite frontale; 11 – échangeur de chaleur; 12 – extracteur de fumées; 13 – robinet de clôture pour les gaz récirculés; 14 – orifice pour prélever les gaz de combustion ; 15 – robinet de clôture pour le réseau de la recirculation des gaz de combustion ; 16 – diaphragme.

Fig. 8.18. Le schéma du stand d’essai dans le cas de la recirculation externe des gaz de combustion.

1

2

3 4

5

6

7 8 9

10

11

12

13

14

15

16


192

Pour éviter la détérioration de la sonde (température de travail doit être inférieure à 700 °C) et pour ne pas affecter les mesures, la sonde a été introduite dans un tube plus long et d’un diamètre intérieur d’environ 15 mm.

Le rapport ρ a été déterminé avec la relation suivante :

gt

gr

DD

=ρ (8.9.)

avec :

Dgr – débit de gaz de combustion recirculés;

Dgt – débit de gaz transporté vers la cheminée.

Le débit Dgr varie entre 0 et 0,2 (20 % de Dgt). On n’a pas dépassé cette limite car, soit la combustion devenait très mauvaise (grandes émissions de CO), soit la flamme s’arrêtait.

Les expériences ont été faites pour une combustion sans recirculation et une combustion avec recirculation externe des fumées.

Pour un débit de gaz naturel constant et pour un rapport 0=ρ (sans recirculation), on a fait varier le débit d’air de la combustion pour obtenir divers régimes d’excès d’air. Ensuite, pour un certain régime d’O2 (en maintenant constant la concentration d’oxygène) on a mesuré les émissions liées à la combustion (orifices 9 et 10) (voir la figure 8.18.).

La recirculation des gaz a été possible à l’aide du robinet (15). Dans les mêmes conditions de débit de gaz naturel et d’excès d’air mais pour diverses valeurs du débit des gaz recirculés, on a effectué des mesures pour la combustion avec recirculation On a réalisé quatre séries de mesures pour un rapport ρ de 0,05 ; 0,1 ; 0,15 et 0,2. On a comparé la combustion avec recirculation avec la série de mesures réalisée pour la combustion sans recirculation.

Les figures 8.19. – 8.21. présentent la variation de NOx, à la sortie du foyer (point 10), voir figure 8.18., en fonction du rapport ρ et de l’excès d’air. On constate que pour la combustion avec recirculation la concentration de NOx diminue avec l’augmentation de l’excès d’air et l’augmentation du rapport ρ. Pour O2 = 2 % (Cf. figure 8.19.), les NOx varient entre 105 mg/Nm3 pour ρ=0,2 et 140 mg/Nm3 pour ρ=0,05. La recirculation des fumées permet une réduction de NOx de 20 à 40 mg/Nm3 en fonction de rapport ρ.


193

La variation de NO x pour O2 = 2 %

50

70

90

110

130

150

170

190

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25

Taux de recirculation

NOx [mg/Nm3]

Fig. 8.19. Variation de NOx pour O2 = 2 % .

Fig. 8.20. La variation de NOx pour O2 = 5 % .

Fig. 8.21. La variation de NOx pour O2 = 10 %.

La variation de NO x pour O 2 = 5 %

50

70

90

110

130

150

170

190

210

230

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25


NOx [mg/Nm3]

La variation de NOx pour O2 = 10 %

60

80

100

120

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25


NOx [mg/Nm3]

Combustion sans recirculation

Combustion avec recirculation






194

Pour O2 = 5 % (Cf. figure 8.20.), la teneur en NOx s’échelonne de 90 mg/Nm3 pour ρ=0,2 à 150 mg/Nm3 pour ρ=0,05. La recirculation des fumées permet ainsi une réduction de NOx de 25 à 55 mg/Nm3. Pour O2 = 10 % (Cf. figure 8.21.), les NOx varient entre 85 mg/Nm3 pour ρ=0,2 et 100 mg/Nm3 pour ρ=0,05. La recirculation des fumées permet dans ce cas là une réduction de NOx de 10 à 24 mg/Nm3, réduction plus petite que pour les autres teneurs d’O2.

Selon la figure 8.22. on constate que la courbe de variation de la réduction de NOx s’aplatit quand ρ augmente. De plus, la réduction de NOx présente toujours un maximal pour O2 = 5 % quelle que soit la valeur de ρ. La réduction maximale de NOx par combustion sans recirculation est d’environ 55 % et elle est obtenue pour O2 = 5 % et 2,0=ρ .

Dans les figures 8.23. – 8. 24. on a tracé la variation de NOx en fonction de CO. Cette variation est déterminée seulement pour une teneur en O2 de 2 et de 5 % car pour une teneur 10 % la concentration en CO est quasiment nulle. Pour O2 = 2 % (Cf. figure 8.23.), on note une augmentation rapide des émissions de CO qui arrivent à environ 80 mg/Nm3 pour ρ=0,2. Par rapport à la combustion sans recirculation, les émissions de CO sont doublées. Par contre, les émissions de NOx diminuent rapidement pour des petites valeurs du taux de recirculation.

La reduction de NO x en fonction de la recirculationexterne des gaz de combustion

5

15

25

35

45

55

65

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25


∆η NOx [%]

Fig.8.22. Réduction de NOx en fonction du rapport ρ.

O2 = 5 %

O2 = 2 %

O2 = 10 %


La variation de NOx et de CO en fonction du ρ (O2 = 2%)

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25

ρ [%]

NO

x [m

g/N

m3 ]

0

10

20

30

40

50

60

70

80

CO

[mg/

Nm3 ]

La figure 8.24., présente la variation de NOx et CO en fonction du rapport ρ pour une teneur en O2 = 5 %,. Dans ce cas, les émissions de CO augmentent de 2 à 40 mg/Nm3 en fonction du rapport ρ. La valeur maximale de CO est obtenue pour ρ=0,2. Par rapport au cas précédent (O2 = 2%), les émissions de CO diminuent de moitié. Les émissions de NOx baissent avec l’augmentation de ρ mais elles sont plus grandes (environ 10 % de plus) que pour le cas O2 = 2 %.

La variation de NOx et de CO en fonction du ρ (O2 = 5%)

80

90

100

110

120

130

140

150

160

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25

ρ [%]

NO

x [m

g/N

m3 ]

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

CO

[mg/

Nm

3 ]

La figure 8.25. pteneur en O2 = 2 %. OnNOx se situent pour ρ =valeurs de CO sont obteest insignifiante. Pour O15 %.

Fig. 8.23. Variation de NOx et CO en fonction du rapport ρ .

Fig. 8.24. Variation de NOx et CO en fonction du rapport ρ .

195

résente les NO en fonction de CO pour différentes valeurs de ρ et pour une constate que les plus petites valeurs de CO et les plus grandes valeurs de 0,05 %. Par contre, les plus petites valeurs de NOx et les plus grandes

nues pour ρ ≥ 15 %. Dans ce cas, la réduction de NOx au-delà de ρ > 15 % 2 = 2 %, le taux optimal de recirculation se trouve dans l’intervalle de 10 à


196

La variation de NOx en fonction de CO pour O2 = 2 %

80

90

100

110

120

130

140

0 10 20 30 40 50 60 70 80

CO [mg/ Nm3]

NOx

[mg/

Nm

3 ]

Cependant, le choix de la valeur du taux de recirculation doit répondre au compromis suivant : réduire au maximum les NOx tout en ayant une valeur de CO conforme à la réglementation en vigueur. Dans ce contexte, la valeur du taux de recirculation choisi pourrait être de 20 %.

La figure 8.26. présente la variation de NOx en fonction de CO pour O2 = 5 %. On y note une forte diminution de NOx pour une valeur de ρ comprise entre 5 et 15 % alors que les CO augmentent faiblement. Inversement, pour une valeur de ρ comprise entre 15 et 20 %, on observe une forte augmentation des émissions de CO et une diminution relativement faible des NOx.


80

90

100

110

120

130

140

150

160

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

CO [mg/ Nm3]

NOx

[mg/

Nm

3 ]

Pour O2 = 5 %, le taux optimal de recirculation se situe autour de 15 %, valeur sensiblement plus grande que pour le cas O2 = 2 %,. (Cf. figure 8.26.).

Pour O2 = 10 % (figure 8.27), comme pour les deux cas précédents (O2,= 2 et 5%), la variation de NOx en fonction de CO présente deux zones : la première comprise dans l’intervalle de ρ = 5 % à ρ = 15 % où les NOx diminuent fortement (de 102 à 88 mg/Nm3) tandis que les CO augmentent de 0,8 à 2,5 mg/Nm3 et la deuxième zone comprise entre ρ = 15 % et ρ = 20 % où les

Fig. 8.25. Le NOx en fonction de CO pour O2=2%.

ρ=5 %

ρ=10 %

ρ=15 %ρ=20 %

Fig. 8.26. Les NOx en fonction de CO pour O2 = 5 %.

ρ=5%

ρ=10 %

ρ=15 % ρ=20 %


197

CO augmentent très fortement de 2,5 à 8 mg/Nm3 alors que les NOx sont pratiquement constants à 86 mg/Nm3. L’optimal du rapport ρ se situe entre 10 et 15 % (Cf. figure 8.27.).


80

85

90

95

100

105

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

CO [mg/ Nm3]

NO

x [m

g/N

m3 ]

La figure 8.28. présente la variation de NOx et de CO pour une variation de ρ entre 5 % et 20 %. Les valeurs limites de NOx sont de 102 mg/Nm3 pour ρ = 5 % et 86 mg/Nm3 pour ρ = 20 %. Par contre, CO augmente de 0,8 mg/Nm3 pour ρ = 5 % à 8 mg/Nm3 pour ρ = 20 %. Notons que l’on trouve les plus petites valeurs de NOx et de CO pour O2 = 10 %.

La variation de NOx et de CO en fonction du ρ (O2 = 10 %)

85

87

89

91

93

95

97

99

101

103

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25

ρ [%]

NO

x [m

g/N

m3 ]

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9C

O [m

g/N

m3 ]

Les figures 8.29. – 8.30. permettent d’apprécier l’influence de la recirculation sur l’émission de CO2 pour une variation du taux de recirculation comprise entre 5 et 20 %. Les variations de CO2 ont été tracées en utilisant les valeurs expérimentales.

Fig. 8.27. NOx en fonction de CO pour O2 = 10 %.

ρ=5%

ρ=10 %

ρ=15 %ρ=20 %

Fig. 8.28. NOx et CO en fonction de ρ pour O2=10%.


198

Selon la figure 8.29. la variation de CO2, pour la combustion sans recirculation, est comprise entre 10 mg/Nm3 pour ρ = 5 % et 9,8 mg/Nm3 pour ρ = 20 % et on peut dire que la réduction de CO2 n’est pas si évidente.

Les figures 8.30. et 8.31. présentent les mêmes types de résultats mais pour O2 = 5 % et 10 %. les CO2 connaissent une réduction avec un maximum pour ρ = 20 %. Pour O2 = 5 %, les CO2 varient, pour la combustion sans recirculation, de 9,2 mg/Nm3 pour ρ = 5 % à 8,8 mg/Nm3 pour ρ = 20 % (Cf. figure 8.30.). Pour O2 = 10 %, les CO2 varient, pour la combustion sans recirculation, de 6,1 mg/Nm3 pour ρ = 5 % à 5,8 mg/Nm3 pour ρ = 20 % (Cf. figure 8.31.). Pour le même taux de recirculation ρ = 20 % et pour différentes teneurs d’O2, les CO2 varient de 9,8 mg/Nm3 pour O2 = 2 % à 5,8 mg/Nm3 pour O2 = 10 %.

La variation de CO2 pour O2 = 2 %

9.79.75

9.89.85

9.99.95

1010.05

10.110.15

10.210.25

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25


CO2 [%]

La variation de CO 2 pour O2 = 5 %

8.7

8.8

8.9

9

9.1

9.2

9.3

9.4

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25


CO2 [%]

Fig. 8.29. Variation de CO2 pour O2 = 2 %.



Fig. 8.30. La variation de CO2 pour O2 = 5 %.




199

Le taux de réduction de CO2 (∆ηCO2) est déterminé en utilisant la relation suivante : ( ) ( )

( ) %100OCO

OCO,OCOCO

22

22222 ⋅

−ρ=η∆ (8.10.)

avec :

CO2(O2,ρ) – émission de CO2 en fonction de la teneur d’O2 et du taux de recirculation;

CO2(O2) - émission de CO2 en fonction de la teneur d’O2 pour une combustion sans recirculation.

Selon la figure 8.32., la réduction de CO2 varie proportionnellement avec le teneur en O2 et le taux de recirculation, pour lequel on observe la plus grande réduction de CO2, est 20 % avec une teneur en O2 = 10 % ; ceci s’explique par une combustion en excès d’air qui permet également la réduction de CO.

La variation de CO2 pour O2 = 10 %

5.75

5.85.85

5.95.95

66.05

6.16.15

6.26.25

6.3

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25


CO2 [%]

0

1

2

3

4

5

6

7

8

0.02 0.07 0.12 0.17 0.22


∆ηCO2 (%)

Fig. 8.31. La variation de CO2 pour O2 = 10 %.



Fig. 8.32Réduction de CO2 en fonction du rapport ρ pour différentes teneurs d’O2.

O2 = 5 %

O2 = 2 %

O2 = 10 %


200

En conclusion, l’analyse de la recirculation des fumées a mis en évidence les points suivants:

1. On a fait varier l’excès d’air de 1,1 à 1,9, (O2 є {2 %, 5 %, 10 %}) et pour le taux de recirculation on a fixé quatre valeurs {5, 10, 15, 20}, exprimées en pourcentage par rapport aux gaz de combustion à la sortie du foyer.

2. la réduction maximale de NOx est d’environ 55 % et elle est obtenue pour O2 = 5 % et ρ=0,2, tandis que la plus petite réduction est obtenue pour O2 = 10 % et ρ=0,05.

3. les émissions de CO2 ont connu une faible réduction avec l’augmentation du taux de recirculation et la teneur d’O2 ; on a observé une réduction des CO2 d’environ 7 % pour O2 = 10 % et ρ=0,2.

4. les émissions de CO ont connu la plus grande augmentation pour la combustion sans recirculation avec O2 = 2 % et ρ=0,2 pour atteindre une concentration de CO de 70 mg/Nm3.

5. le taux optimal de recirculation est compris entre 10 et 15 % quelle que soit la teneur d’O2.

Si l’on compare nos résultats avec ceux de la littérature, on constate que nos valeurs pour NOx sont plus petites (55 % au lieu de 70-80 % pour un taux de 20 % des gaz de combustion recirculés). Cette différence peut s’expliquer par des conditions expérimentales différentes. Par exemple, la température du milieu est d’environ 1 200 °C ce qui ne favorise pas la formation de NOx thermique (le NOx présente une explosion au delà de 1 700 °C). De plus, on n’a pas recirculé les fumées à la sortie de la cheminée alors qu’à la sortie de four elles sont à une température supérieure.


8.2.2. Injection d’ammoniac dans le processus de combustion

Dans cette deuxième partie, on se propose d’étudier l’influence de l’injection d’ammoniac dans la flamme sur les émissions et en particulier sur les émissions de NOx. Le but de cette analyse est de déterminer le rapport optimal de débit d’ammoniac sur débit de gaz naturel pour lequel on a la plus grande réduction de NOx. A notre connaissance et d’après la littérature consultée, l’injection de l’ammoniac dans la flamme et dans l’air de combustion du gaz naturel n’a jamais été étudiée jusqu’à présent.

8.2.2.1. Protocole expérimental Il s’agit d’injecter de l’ammoniac dans la flamme et dans l’air de combustion. Pour identifier

l’influence globale de l’ammoniac sur les émissions de NOx, l’ammoniac a été pulvérisé dans plusieurs zones. Les points où l’ammoniac a été injecté, sont indiqués sur la figure 8.33. par les lettres A, B et C.

lacla

reé

1

2

34

5

6

7 8 9

10

11

12

NH3 13

A BC

14

Légende : 1 – conduite du gaz naturel; 2 – robinet de clôture; 3 – diaphragme; 4 – manomètre; 5 – robinet de réglage; 6 – brûleur; 7 – enceinte de travaille; 8 – analyseur des gaz de type TESTO 350 XL;9 – fenêtre de visite; 10 – fenêtre de visite frontale; 11 – échangeur de chaleur; 12 – extracteur de fumées ; 13 – réservoir d’ammoniac ; 14 - robinet de clôture pour le réseau d’air.

Pour mettre en évidence l’i combustion sans injection d’amm

as ont été étudiés dans les mêmes composition des fumées, …).

On a fixé, arbitrairement, tenu les mêmes valeurs que po

missions ont été mesurées au poin

Fig. 8.33. Dispositif expérimental.

201

nfluence de l’ammoniac sur les émissions de NOx, on a comparé oniac avec la combustion avec injection d’ammoniac. Les deux

conditions (débit de gaz naturel, excès d’air, point de mesure de

un débit de gaz naturel à 22 Nm3/h. Pour la teneur d’O2 on a ur l’étude sur la recirculation, soient 2 %, 5 % et 10 %. Les t C (Cf. la figure 8.33.). Le point C est situé à 2,35 m du brûleur.


202

La température du gaz naturel est d’environ 15 °C sur toute la durée de l’expérience. La température d’air ventilé est d’environ 20 °C.

Pour chaque expérience, on suit au début la composition des gaz de combustion. Une fois que le régime est stabilisé on mesure les paramètres suivants : débit de gaz naturel, température des gaz de combustion au point le plus chaud (sur l’axe central au sommet de la flamme), longueur de la flamme et composition chimique des gaz de combustion au point C.

Pour les essais sur la combustion avec injection d’ammoniac, cette dernière a été injectée aux points suivants :

a. à la base de la flamme ;

b. à 20 cm de profondeur de la flamme ;

c. dans le courant de l’air de combustion.

8.2.2.2. Combustion du gaz naturel sans injection d’NH3 Le tableau 8.1. présente les valeurs de la composition des fumées le long du foyer et pour différents excès d’air.

Ces valeurs représentent des valeurs moyennes sur une période d’environ une heure avec une mesure toutes les 10 secondes..

Les émissions ont été mesurées à différents points le long du foyer. Ainsi, on a pu analyser la variation axiale des teneurs en polluants. On a étudié la variation radiale des teneurs en polluants en choisissant trois points de mesure : dans l’axe de l’enceinte et à 10 cm de chaque paroi (le diamètre de l’enceinte est de 500 mm).

Tableau 8.1. Emissions de la combustion sans injection d’NH3 Composition chimique des gaz de

combustion CO2 O2 CO NOx CH4 Nr.

Débit du gaz

naturel (Nm3/h) % % mg/

Nm3 mg/ Nm3

mg/ Nm3

λ Longueur

de la flamme (m)

Température des gaz au

point C (°C)

Température autour de la flamme (°C)

Emissions des polluants mesurées à 2,35 m de brûleur dans l’axe de l’enceinte 1 22 6,26 9,95 0 52,6 0 1,9 1,75 730,3 1180 2 22 9,18 4,79 0,83 80,5 163,8 1,3 1,75 749,2 1250 3 22 10,6 2,01 0,86 77,5 574,1 1,1 1,75 754,9 1290 4 31 6,83 9,94 0 62,72 0 1,9 2,3 861,9 1310 5 31 9,01 5,1 0 83,78 195,6 1,32 2,3 872 1330 6 31 10,9 1,79 0 80,3 658,8 1,09 2,3 875,4 1355

Emissions des polluants mesurées à 0,75 m de brûleur 7 22 10,7 2,11 14,8 74,3 504,5 1,1 1,75 996,3 1180 8 22 8,63 5,17 6,2 81,42 173,2 1,32 1,75 939,4 1250 9 22 5,84 10,7 2 55,86 0 2,04 1,75 904,4 1290

Emissions des polluants mesurées à 1,35 m de brûleur dans l’axe de l’enceinte 10 22 10,1 2,14 17,38 82,27 532,6 1,11 1,75 1038 1180 11 22 9,1 4,96 11,57 85,74 165,7 1,31 1,75 945,8 1250 12 22 6,2 10,1 5,33 59,79 0 1,92 1,75 857,8 1290

Emissions des polluants mesurées à l’évacuation dans l’axe de l’enceinte 13 22 9,65 2,19 0 66,5 5,8 1,11 1,75 211 1180 14 22 8,99 4,89 0 71,38 1,16 1,3 1,75 197,9 1250 15 22 6,18 10,1 0 48,89 0 1,92 1,75 195,7 1290 λ : excès d’air

Les figures 8.34. – 8.36., présentent la variation axiale de CO, NOx et CH4 dans le foyer et les figures 8.37. – 8.39., la variation radiale de CO, NOx et CH4 dans le foyer.


203

La variation axiale de CO aux différents excès d’air

0

5

10

15

20

25

0.5 2.5 4.5 6.5 8.5

La longueur du foyer [m]

CO

[mg/

Nm

3 ]

O2=2 % O2=5% O2=10%

D’après la figure 8.34. la variation des émissions de CO est inversement proportionnelle à l’excès d’air. L’émission de CO est maximale (22 mg/Nm3) pour O2 = 2 % à 1,35 m du brûleur. L’émission de CO présente un maximal pour chaque teneur d’O2 et au même point (à 1,35 m du brûleur).

La variation axiale de NOx aux différents excès d’air

020406080

100120140160180200220240

0.5 2.5 4.5 6.5 8.5


NO

x [m

g/N

m3 ]

O2=2 % O2=5% O2=10%

La figure 8.35. montre la variation de NOx le long du foyer pour différentes valeurs d’O2. La variation de NOx présente, indépendamment d’O2, un maximal à 1,35 m du brûleur. Puis les NOx diminuent le long du foyer. La valeur maximale de NOx est toujours obtenue dans la zone où la

Fig. 8.34. Variation axiale de CO pour différentes valeurs de O2.

Fig. 8.35. Variation axiale de NOx pour différentes valeurs de O2.


température est maximale, soit à 1,35 m du brûleur. La valeur maximale de NOx est obtenue pour O2 = 5 % et elle est d’environ 220 mg/Nm3.

La variation axiale de CH4 aux différents excès d’air

0

50

100

150

200

250

300

350

400

0.5 2.5 4.5 6.5 8.5


CH

4 [m

g/N

m3 ]

La figure 8.36. présente la variation de CH4 pour différentes teneurs d’O2 le long de l’enceinte. Les plus grandes émissions de CH4 sont obtenues autour de la flamme pour O2 = 2 % car on a une combustion en défaut d’air. Par rapport aux émissions générées dans la flamme, on remarque une forte réduction de CH4 si on augmente la teneur de O2. Pour O2 = 10 %, les émissions de CH4 sont quasiment nulles car la combustion est en excès d’air.

La variation de NOx aux différents excès d’air

0

50

100

150

200

250

0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4

La distance radiale [m]

NO

x [m

g/N

m3 ]

O2=2 % O2=5% O2=10%

La figure 8.37.à 2,35 m du brûleur. Lmesurées dans l’axe d

Fig. 8.36. Variation axiale de CH4 pour différentes valeurs de O2.

O2 = 2 %

O2 = 5 %

O2 = 10 %

Fig. 8.37. Variation radiale de NOx pour différentes valeurs de O2.

204

présente la variation radiale de NOx pour différentes valeurs d’O2 au point C a distance radiale varie de 0,1 à 0,4 m. Les valeurs maximales de NOx ont été e l’enceinte (l’axe de la flamme) où les températures sont les plus grandes. La


205

variation de NOx dépend du brûleur, de la géométrie du foyer et de la distribution radiale de température. La variation n’est pas symétrique car le champ des températures n’est pas symétrique. Cependant, les plus petites valeurs de NOx sont obtenues à 0,4 m du fait de l’infiltration de l’air au point de mesure.

La variation de CO aux différents excès d’air

00.20.40.60.8

11.21.41.61.8

0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4


CO

[mg/

Nm

3 ]

O2=2 % O2=5% O2=10%

La figure 8.38. présente la variation radiale de CO pour différentes valeurs d’O2, valeurs mesurées au point C. L’émission de CO dépend fortement de la concentration d’O2 dans le sens qu’elle diminue avec l’augmentation d’O2. On constate que le maximum de CO est situé dans l’axe du foyer pour O2 = 2 %. Par contre, pour O2 = 10 % les valeurs de CO sont presque nulles.

La variation de CxHy (CH4)aux différents excès d’air

0

50

100

150

200

250

300

350

0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4


CxH

y (C

H4)

[mg/

Nm

3 ]

O2=2 % O2=5% O2=10%

Dans la figure 8.39. les émissions de CH4 présentent un maximal pour chaque teneur d’O2. Pour O2 = 10 %, les émissions de CH4 sont quasiment nulles. La plus grande valeur de CH4 est obtenue pour O2 = 2 % soit environ 300 mg/Nm3, concentration trois fois plus grande que celle obtenue pour O2 = 5 %.

Fig. 8.38. Variation radiale de CO pour différentes valeurs de O2.

Fig. 8.39. Variation radiale de CH4 pour différentes valeurs de O2.


206

Pour compléter l’étude sur la combustion sans injection de NH3, on a tracé la variation de CO, NOx et de CH4 en fonction des différentes teneurs d’O2. Les émissions ont été mesurées au point C à 2,35 m du brûleur.

La variation de CO en fonction de O2

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

O2 [%]

CO

[mg/

m3 N

]

Selon la figure 8.40. la concentration en CO décroît de 1,7 mg/Nm3 pour O2 = 2 % à presque 0 pour O2 = 10 %.

La variation de NOx en fonction de O2

100

120

140

160

180

200

220

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

O2 [%]

NO

x [m

g/m

3 N]

La figure 8.41. présente la variation parabolique des NOx en fonction de O2. Comme on l’a déjà vu, le maximum de NOx (205 mg/Nm3) est obtenu pour une valeur d’O2 comprise entre 4 et 5%.

Fig. 8.40. Variation de CO pour différentes valeurs de O2.

Fig. 8.41. Variation de NOx pour différentes valeurs de O2.


La variation de CxHy (CH4)en fonction de O2

0

50

100

150

200

250

300

350

2 3 4 5 6 7

O2 [%]

CxH

y [m

g/m

3 N]

La figure 8.42. présente la décroissance exponentielle de CH4 en fonction d’O2. On remarque que même pour une combustion en excès d’air (O2 > 2 %), toutes les molécules de CH4 ne sont pas brûlées car la combustion du gaz naturel dépend d’autres facteurs comme le type de brûleur utilisé, la géométrie du foyer et la position du point de mesure, qui peuvent influencer la combustion du gaz naturel dans le foyer.

L’augmeune augmentatio

Fig. 8.42. La variation de CH4 pour différentes valeurs de O2.

Fig. 8.43. La variation de CH4 pour différents débits de gaz naturel et pour différentsexcès d’air.

207

ntation de 36 % du débit de gaz naturel par rapport à la situation initiale, conduit à n de plus de 10 % de CH4 pour O2 = 2 % et O2 = 5 % (Cf. figure 8.43.).


L’augmentinfluence sur les N

L’augmentCO (Cf. figure 8.4

Fig. 8.44. Variation de NOx pour différents débits de gaz naturel et pour différents excès d’air.

ation de 36% du débit de gaz naturel par rapport à la situation initiale n’a aucune Ox. (Cf. figure 8.44.).
Fig. 8.45. Variation de CO pour différents débits de gaz naturel et pour différents
excès d’air.

208

ation du débit de gaz naturel n’a pas d’influence significative sur les émissions de 5.).


209

8.2.2.3. Combustion du gaz naturel avec injection d’NH3

Nous avons travaillé dans les mêmes conditions expérimentales que précédemment avec un débit de NH3 variant de 10 à 40 l/h.

Le débit d’ammoniac est déterminé par la relation suivante :

;1000

][4

3

gazxCHNH

VNODD

×××=

λ (8.11.)

avec :

DCH4 – débit de méthane, en Nm3/h ;

λ - coefficient d’excès d’air ;

[NOx] – concentration volumique de NOx, en ppm ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛3

3

11

Nmcm ;

DNH3 – débit d’ammoniac, en l/h.

Le tableau 8.2. présente la composition chimique des gaz de combustion pour les trois points

d’injection de l’ammoniac (A, B, C), pour un débit d’ammoniac hlDNH 20

3= . Cette composition a

été mesurée au point C. L’expérience a été refaite pour 2 autres débits d’ammoniac (10 l/h et de 40 l/h) seulement pour le point B (injection d’ammoniac à 20 cm de profondeur de la flamme) car d’après la première expérience, c’est le point le plus efficace pour réduire les NOx.

Tableau 8.2. Emissions générées par la combustion avec injection d’ammoniac La composition chimique des gaz de

combustion CO2 O2 CO NOx CH4

Nr.

Débit du gaz

naturel (Nm3/h) % % mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3

λ

Longueur de la flamme

(m)

Température des gaz au

point C (°C)

Température autour de la flamme (°C)

hlDNH 20

3=

Introduction de l’ammoniac à la base de la flamme (point A) 1 22 6,6 9,8 0 116,1 0 1,87 1,75 821 1181 2 22 9,2 4,8 1,1 225,1 55,6 1,3 1,75 748 1240 3 22 10,1 2,2 2,5 165,4 409,9 1,1 1,75 744 1281

hlDNH 20

3=

Introduction de l’ammoniac dans la flamme (point B) 4 22 6,5 9,6 0 108,2 0 1,84 1,75 805,8 1176 5 22 9,41 4,5 0,41 190 37,4 1,28 1,75 841,2 1238 6 22 11 1,8 1,9 155 350,1 1,1 1,75 872,6 1282

hlDNH 20

3=

Introduction de l’ammoniac dans le courant d’air (point C) 7 22 6,4 10,2 0 144,6 0,0 1,93 1,75 815,9 1174 8 22 8,9 5,3 3,6 290,6 75,3 1,34 1,75 838,9 1236 9 22 11 2,2 26,4 265,2 420,3 1,11 1,75 876,3 1279

hlDNH 10

3=

Introduction de l’ammoniac dans la flamme (point B) 1 22 6,3 9,8 0 121 0 1,87 1,75 808 1178 2 22 9,2 4,8 0,72 226,2 38,5 1,3 1,75 842 1242 3 22 10,4 2,18 1,84 175,3 343,6 1,1 1,75 875,2 1287


hlDNH 40

3=

Introduction de l’ammoniac dans la flamme (point B) 7 22 6,1 10,9 0 133,3 0 1,92 1,75 799,8 1171 8 22 9 4,8 0,7 235,7 38,8 1,29 1,75 835,1 1232 9 22 10,8 1,7 2 181,5 371,3 1,09 1,75 863,1 1275 λ : excès d’air Les figures 8.46. – 8.48. présentent les variations de NOx, CO et CH4 en fonction d’O2 pour la combustion avec et sans injection d’ammoniac, le débit d’ammoniac injecté étant de 20 l/h.

Selon la fitypes de combustd’ammoniac dans l’intervalle d’O2 dcombustion tandisréduction de NOx (
Fig. 8.46. Variation de NOx pour différentes teneurs de O2 et pour différentspoints d’injection d’ammoniac.
210

gure 8.46., l’allure des courbes de variation de NOx est la même pour les deux ion, avec une valeur maximale de NOx obtenue pour O2 = 5 %. L’injection le courant d’air contribue à augmenter les NOx (de 150 à 280 mg/Nm3) dans e 2 à 10 %. L’injection de l’ammoniac à la base de la flamme n’influence pas la que l’injection de l’ammoniac à l’intérieur de la flamme entraîne une faible 10 %), surtout pour O2 = 5 % où les NOx passent de 100 à 190 mg/Nm3.


Selon la figure 8.47., l’injection de l’ammoniac dans l’air de combustion, avec O2 = 2 % a eu pour conséquence de tripler la concentration de CO par rapport à la combustion sans injection. En revanche, l’injection de l’ammoniac dans la flamme (point B) n’a pas d’influence significative sur la combustion.

Fig. 8.47. Variation de CO pour différentes valeurs de O2 et différents points d’injection de l’ammoniac.
Fig. 8.48. Variation de CH4 pour différentes valeurs de O2 et différents points d’injection de l’ammoniac.
211


Quel que soit le point d’injection, on observe que l’ajout d’ammoniac augmente les émissions de CH4. Pour O2 = 2 %, l’augmentation de CH4 est d’environ 35 % pour les points A et C et 15 % pour le point B (Cf. figure 8.48.).

La comparaison des résultats entre les 2 combustions montre que l’injection d’ammoniac dans la flamme, avec un débit de 20 l/h, permet d’obtenir une faible réduction de NOx. Nous avons alors voulu connaître l’influence du débit d’ammoniac sur la réduction des NOx en refaisant l’expérience avec un débit d’ammoniac de 10 l/h et 40 l/h.

On constate alors que l’allure de la variation de NOx en fonction d’O2 n’est pas modifiée par rapport à la combustion sans injection. Quand l’ammoniac est pulvérisé dans l’air de combustion ou dans le brûleur, l’ammoniac réagit avec l’oxygène pour former des NOx. En conséquence, les émissions de NOx sont supérieures à celles de la combustion sans injection (Cf. figure 8.49.).

.
Fig. 8.49. Variation de NOx pour différentes valeurs de O2
212

Fig. 8.50. Variation de CO pour différentes valeurs de O2.


213

La figure 8.50. met en évidence l’influence insignifiante sur les émissions de CO de différents débits d’ammoniac. Cependant, une faible augmentation de la concentration de CO, par rapport à la combustion sans injection d’ammoniac, est constatée pour O2 = 2 %.

La figure 8.51. présente pour O2 = 2 % et pour la combustion avec injection de NH3, une faible augmentation des émissions de CH4, d’environ 15 %, par rapport à la combustion sans injection de NH3.

La figure 8.52. présente la réduction de NOx en fonction de O2 et du rapport débit d’ammoniac sur débit de gaz naturel. Ce rapport a été déterminé en utilisant la relation 8.12.

Fig. 8.51. Variation de CH4 pour différentes valeurs de O2.

Fig. 8.52. Réduction de NOx en fonction du rapport débit d’ammoniac sur débit de gaz naturel.


214

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

34

3

NCH

NH

ml

DD

r , (8.12.)

On remarque que la réduction maximale de NOx est obtenue, indépendamment de l’excès d’air, pour un rapport r d’environ 1 (un litre d’ammoniac pour 1 Nm3 de gaz naturel). La plus importante réduction de NOx, par rapport à la combustion sans injection de NH3, est de 15 % et elle est obtenue pour O2 = 5 %. Pour O2 = 10 % et pour r > 1,5, l’injection d’ammoniac dans la flamme augmente les NOx.

Dans les méthodes secondaires de réduction de NOx, où l’ammoniac est introduit dans les fumées avant le catalyseur, l’efficience optimale est obtenue pour un intervalle de températures des fumées compris entre 1300 et 1500 °C. Dans les expériences que nous avons réalisées, la température maximale des fumées était de 876 °C.

Conclusions : Pour réduire NOx, nous avons étudié la recirculation externe des fumées et la pulvérisation

de l’ammoniac dans la zone de combustion.

Dans le cas de la recirculation, les NOx ont varié entre 100 et 135 mg/Nm3 pour O2 = 2 % ; entre 90 et 150 mg/Nm3 pour O2 = 5 % et entre 85 et 105 mg/Nm3 pour O2 = 10 % ;

Pour un même excès d’air, la réduction maximale de NOx par rapport à la combustion sans recirculation a été obtenue pour ρ = 0,2, et a été évaluée à 55 % pour O2 = 5 %, à 40 % pour O2 = 2 % et à 25 % pour O2 = 10 % ;

La recirculation a eu un impact négatif sur les émissions de CO et ceci d’autant plus que la teneur d’O2 est petite. Pour une variation entre 5 et 20 % du taux de la recirculation, les concentrations de CO ont varié entre 5 et 70 mg/Nm3 pour O2 = 2 %, entre 3 et 40 mg/Nm3 pour O2 = 5 % et sont quasiment nulles pour O2 = 10 % ;

Les émissions de CO2 n’ont pas été influencées d’une manière significative par la recirculation des fumées;

La valeur optimale du taux de recirculation est comprise entre 10 et 15 % et ceci indépendamment de la teneur en O2.

Dans la deuxième technique de réduction des NOx, l’ammoniac a été pulvérisé dans 3 zones : à la base de la flamme, dans la flamme (20 cm de profondeur) et dans le courant d’air.

La pulvérisation de l’ammoniac dans la flamme a eu un impact positif sur les émissions de NOx surtout pour O2 = 5 % avec une réduction de 15 %. Cependant, l’effet sur les CO et CH4 a été négatif, plus de 10 % des émissions de CO et 15 % des émissions de CH4 ont été produites par rapport à la combustion sans injection de NH3.

La pulvérisation de l’ammoniac dans le courant d’air et à la base de la flamme a eu un impact négatif pour tous les polluants analysés surtout pour O2 = 2 % où environ 35 % de CH4 ont été produits en plus par rapport à la combustion sans injection de NH3. L’injection de l’ammoniac dans le courant d’air a eu un impact extrêmement négatif pour les CO, en générant trois fois plus d’émissions que pour la combustion sans injection. L’ajout de l’ammoniac à la base de la flamme a augmentée les CO de 47 % ;

Pour l’injection d’ammoniac dans la flamme, on a obtenu une réduction maximale de NOx de 15 % pour une teneur en O2 de 5 % et un débit de NH3 de 20 l/h. L’augmentation de ce débit à 40 l/h a augmenté l’émission de NOx de 10 %.


215

Le rapport optimal de débit d’ammoniac (l/h) sur débit de gaz naturel (Nm3/h) pour lequel on a la plus grande réduction de NOx (soit 15 %) est d’un litre d’ammoniac pour un Nm3 de gaz naturel.

Dans les techniques curatives (méthodes dites secondaires), la catalyse (ammoniac ou urée) est optimale entre 300 et 400 °C (procédés SCR). Dans les procédés SCR, la réduction des NOx varie entre 40 et 95 % en fonction de la température de milieu. Dans notre expérience, l’injection d’ammoniac dans la flamme, où la température avoisinante était d’environ 1 200 °C, n’a pas eu les effets prévus.


216

CONCLUSIONS GENERALES

L’objectif de ce travail était d’apporter des éléments de réponses aux trois questions suivantes :

1- D’un point de vue environnemental, quels sont les points forts et les points faibles de la filière du gaz naturel ?

2- Compte tenu du contexte roumain, quelle est la solution de production d’énergie à partir du gaz naturel qui soit la plus conforme pour répondre aux exigences du Développement durable ?

3- Comment pourrait-on, d’un point de vue technique, améliorer les performances de la filière du gaz naturel ?

Pour répondre à la première question, nous avons établi le cycle de vie du gaz naturel à partir du quel nous avons retenu 7 solutions énergétiques :

• Solution 1 – Turbine à vapeur à condensation + Chaudière + Centrale thermoélectrique ;

• Solution 2 – Turbine à vapeur à contre pression + Chaudière + Centrale thermoélectrique ;

• Solution 3 – Turbine à gaz sans postcombustion avec la récupération de la chaleur contenue dans les fumées + Chaudière + Centrale thermoélectrique ;

• Solution 4 – Turbine à gaz avec postcombustion avec récupération de la chaleur contenue dans les fumées + Chaudière + Centrale thermoélectrique ;

• Solution 5 – Moteur thermique avec récupération de la chaleur contenue dans les fumées + Chaudière + Centrale thermoélectrique ;

• Solution 6 – Cycle combiné gaz – vapeur + Chaudière + Centrale thermoélectrique ;

• Solution 7 – Production séparée de chaleur et d’électricité : Chaudière + Centrale thermoélectrique.

Ces solutions énergétiques permettent de produire les consommations annuelles d’énergie thermique et électrique de 100 000 d’habitants roumains soient 422 500 MWhth et 106 470 MWhel. Ces consommations représentent l’unité fonctionnelle qui sera la base de comparaison des solutions énergétiques.

Les principaux résultats de l’analyse environnementale de ces solutions, réalisée par l’ACV (Analyse du Cycle de Vie), sont les suivantes :

Au regard des ressources et sur l’ensemble du cycle de vie du gaz naturel, l’étape de combustion consomme la plus grande quantité d’énergie primaire (presque 80 %). Cependant, on a montré que la solution 6 réduit la consommation de gaz naturel de plus de 40 % de celle de la solution 7. L’utilisation des solutions de cogénération permet de réduire considérablement la consommation d’énergie.

En ce qui concerne l’effet de serre, l’étape de combustion est la plus polluante. D’après notre étude, les substances qui contribuent à l’effet de serre sont le CO2 pour l’étape de combustion, le CH4 pour les étapes de transport et d’extraction et le N2O pour les étapes de combustion et de traitement. Pour réduire cet impact, il faudrait agir en priorité sur le CO2 émis par l’étape de combustion.


217

Le NOx représente le principal polluant participant à l’eutrophisation. En fait, sa participation est presque de 100 % pour chaque étape de cycle de vie du gaz naturel. L’étape qui en émet le plus est la combustion (à hauteur de 55 %). Le NOx représente également le principal polluant pour la toxicité humaine (plus de 70 %) et 95 % de son émission contribuant à l’acidification a été généré par l’étape de combustion.

Vis à vis de la pollution photo – oxydante, l’étape de transport en est le principal responsable et ceci à cause des fuites de méthane dans l’environnement.

Pour les impacts écotoxiques qui sont relativement faibles, l’amélioration passe par des solutions de traitement du plomb à l’étape de traitement du gaz naturel.

Finalement, notre étude montre que la solution 6 est la solution qui respecte le plus l’environnement.

Pour répondre à la deuxième question, nous avons complété l’analyse environnementale précédente par une analyse technico-économique. Les critères retenus pour cette deuxième analyse ont été :

• critères économiques :

o l’investissement initial dans les solutions énergétiques,

o les frais d’exploitation,

o la taxe de CO2,

• critères techniques (ou énergétiques) :

o la fiabilité ;

o la disponibilité ;

o l’efficience globale.

Les frais de combustible et la taxe de CO2 représentent les principaux frais dans le cadre d’une centrale énergétique. Selon l’analyse de sensibilité, la variation du prix de gaz naturel et la taxe de CO2 représentent les principaux critères qui peuvent influencer le choix de la solution énergétique.

Les frais de combustible représentent plus de 90 % des frais d’exploitation indépendamment de la solution énergétique, du type de dimensionnement et du scénario analysé. Les frais de combustible dépendent de la quantité globale annuelle utilisée pour satisfaire l’unité fonctionnelle. Dans ce contexte, la solution 6 avec cycle combiné gaz – vapeur est la meilleure solution car elle présente la meilleure efficience globale indépendamment du dimensionnement de l’unité de cogénération.

La future taxe de CO2, pour une solution énergétique, pourrait représenter plus de 30 % des frais totaux (en tenant compte de tous les critères économiques). Une augmentation du prix de la tonne de CO2 de 90 % conduit à une augmentation de la taxe de CO2 de 40 %. Si on augmente de 150 % le prix de la tonne de CO2 par rapport à la situation de référence, la taxe de CO2 représente alors plus de la moitié des frais totaux. L’introduction de la taxe de CO2 favorise les solutions énergétiques qui sont les plus efficientes.

Les frais de salaires ne représentent pas un critère qui peut influencer le choix de la meilleure solution énergétique.

Nous avons pu ensuite identifier le scénario optimal en prenant en compte les trois familles de critères : techniques, économiques et écologiques.


218

D’après cette analyse multicritère, et compte tenu des hypothèses que nous avons retenues, il ressort que, au regard de l’ensemble des critères précités, la solution 6 (Cycle combiné gaz-vapeur couplé à une chaudière et une centrale thermoélectrique) soit la meilleure solution. Toutefois, si le décideur pondère plus fortement les critères techniques, la solution 5 (Moteur thermique avec récupération de la chaleur des gaz couplé à une chaudière et une centrale thermoélectrique) serait alors la meilleure solution.

Enfin, pour répondre à la troisième question, nous nous sommes appuyés sur les résultats de notre analyse environnementale qui montre que les oxydes d’azote (NOx) représentent un polluant majeur par ses effets sur les écosystèmes et la santé humaine. L’étape du cycle de vie du gaz naturel la plus polluante, à l’égard de NOx, est la combustion du gaz naturel. En conséquence pour réduire l’impact global sur l’environnement du cycle de vie de gaz naturel, il faut agir en priorité sur la combustion du gaz naturel et en particulier sur les NOx générés par cette combustion.

Pour réduire NOx, nous avons étudié la recirculation externe des fumées et la pulvérisation de l’ammoniac dans la zone de combustion.

Dans le cas de la recirculation, les NOx ont varié entre 100 et 135 mg/Nm3 pour O2 = 2 % ; entre 90 et 150 mg/Nm3 pour O2 = 5 % et entre 85 et 105 mg/Nm3 pour O2 = 10 %.

Pour un même excès d’air, la réduction maximale de NOx par rapport à la combustion sans recirculation a été obtenue pour ρ = 0,2, et a été évaluée à 55 % pour O2 = 5 %, à 40 % pour O2 = 2 % et à 25 % pour O2 = 10 %.

La recirculation a eu un impact négatif sur les émissions de CO et ceci d’autant plus que la teneur d’O2 est petite. Pour une variation entre 5 et 20 % du taux de la recirculation, les concentrations de CO ont varié entre 5 et 70 mg/Nm3 pour O2 = 2 %, entre 3 et 40 mg/Nm3 pour O2 = 5 % et sont quasiment nulles pour O2 = 10 %.

Les émissions de CO2 n’ont pas été influencées d’une manière significative par la recirculation des fumées.

En conclusion, pour réduire les NOx sans trop favoriser les CO, la valeur optimale du taux de recirculation est comprise entre 10 et 15 % et ceci indépendamment de la teneur en O2.

Dans la deuxième technique de réduction des NOx, l’ammoniac a été pulvérisé dans 3 zones : à la base de la flamme, dans la flamme (20 cm de profondeur) et dans le courant d’air.

La pulvérisation de l’ammoniac dans la flamme a eu un impact positif sur les émissions de NOx surtout pour O2 = 5 % avec une réduction de 15 %. Cependant, l’effet sur les CO et CH4 a été négatif, plus de 10 % des émissions de CO et 15 % des émissions de CH4 ont été produites par rapport à la combustion sans injection de NH3.

La pulvérisation de l’ammoniac dans le courant d’air et à la base de la flamme a eu un impact négatif pour tous les polluants analysés surtout pour O2 = 2 % où environ 35 % de CH4 ont été produits en plus par rapport à la combustion sans injection de NH3. L’injection de l’ammoniac dans le courant d’air a eu un impact extrêmement négatif pour les CO, en générant trois fois plus d’émissions que pour la combustion sans injection. L’ajout de l’ammoniac à la base de la flamme a augmentée les CO de 47 % ;

Pour l’injection d’ammoniac dans la flamme, on a obtenu une réduction maximale de NOx de 15 % pour une teneur en O2 de 5 % et un débit de NH3 de 20 l/h. L’augmentation de ce débit à 40 l/h a augmenté l’émission de NOx de 10 %.


219

En conclusion, le rapport optimal de débit d’ammoniac (l/h) sur débit de gaz naturel (Nm3/h) pour lequel on a la plus grande réduction de NOx (soit 15 %) est d’un litre d’ammoniac pour un Nm3 de gaz naturel.

Enfin, pour améliorer l’impact global sur l’environnement du cycle de vie du gaz naturel il faudra proposer des solutions pour réduire les émissions de CO2 de l’étape de combustion et les émissions de CH4 de l’étape de transport. Ses réductions contribueront considérablement à la réduction de l’effet de serre et permettront à la filière gaz naturel d’être plus en adéquation avec le principe de développement durable.


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228

ANNEXES

229

Annexe 1 : Variante A –dimensionnement thermique Tableau 1. Détermination de la quantité de combustible nécessaire au

consommateur en fonction de l’indice de structure 252,0=medy Solution 1 Solution 2 Solution 3 Solution 4 Solution 5 Solution 6 Solution 7 U.M.

Indice de structure au producteur 0,33 0,33 0,5 0,25 0,8 1 - -

Quantité d’énergie électrique produite en cogénération 33000 33000 50000 25000 80000 100000 0 MWhel

Quantité d’énergie thermiqueproduite en cogénération 100000 100000 100000 100000 100000 100000 0 MWhth

Quantité d’énergie thermiqueproduite séparément 322500 322500 322500 322500 322500 322500 422500 MWhth

Quantité d’énergie électrique produite séparément 73470 73470 56470 81470 26470 6470 106470 MWhel

Quantité d’énergie primaire utilisée en cogénération 532000000 563294118 675000000 529411765 762352941 782608696 0 MJ

Quantité d’énergie primaire utilisée dans la production

séparée d’énergie thermique 1,222E+09 1,222E+09 1,222E+09 1,222E+09 1,222E+09 1,222E+09 1,601E+09 MJ


séparée d’énergie électrique 755691429 755691429 580834286 837977143 272262857 66548571 1,095E+09 MJ

Quantité d’énergie primaire totale utilisée 2,51E+09 2,541E+09 2,478E+09 2,589E+09 2,257E+09 2,071E+09 2,696E+09 MJ

Quantité de combustible utilisée pour satisfaire la

demande du consommateur50360,827 50988,765 49721,591 51960,013 45282,687 41561,332 54100,591 tonne

230

Variante B – Dimensionnement électrique Tableau 2. Détermination de la quantité de combustible nécessaire

au consommateur en fonction de l’indice de structure 252,0=medy Solution 1 Solution 2 Solution 3 Solution 4 Solution 5 Solution 6 Solution 7 U.M.

Indice de structure au producteur 0,33 0,33 0,5 0,25 0,8 1 - -

Quantité d’énergie électrique produite en cogénération 50000 50000 50000 50000 50000 50000 0 MWhel

Quantité d’énergie thermiqueproduite en cogénération 151515,15 151515,15 100000 200000 62500 50000 0 MWhth

Quantité d’énergie thermiqueproduite séparément 270984,85 270984,85 322500 222500 360000 372500 422500 MWhth

Quantité d’énergie électrique produite séparément 56470 56470 56470 56470 56470 56470 106470 MWhel

Quantité d’énergie primaire utilisée en cogénération 806060606 853475936 675000000 1,059E+09 476470588 391304348 0 MJ


séparée d’énergie thermique 1,027E+09 1,027E+09 1,222E+09 843157895 1,364E+09 1,412E+09 1,601E+09 MJ


séparée d’énergie électrique 580834286 580834286 580834286 580834286 580834286 580834286 1,095E+09 MJ

Quantité d’énergie primaire totale utilisée 2,414E+09 2,461E+09 2,478E+09 2,483E+09 2,422E+09 2,384E+09 2,696E+09 MJ

Quantité de combustible utilisée pour satisfaire la

demande du consommateur48434,282 49385,704 49721,591 49819,435 48589,401 47830,961 54100,591 tonne

231

Annexe 2 : Tableau 1 : Emissions pour chaque scénario énergétique Q_b = 100 000 MWh th

Variante A : dimensionnement thermique - 80% B.T. + 20 % B.M.

Etape de combustion yc = 0,252 tonne /(422 500 MWh th + 106 470 MWh el)

Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3 Scénario 4 Scénario 5 Scénario 6 Scénario 7 CO2 149 468 151 421 145 936 138 746 132 678 119 785 161 984 SO2 1 1 1 0,9 0,9 0,8 1,1 NOx 27 27 26,7 24,6 24,3 22,3 29

CO 7 7 6,8 6,3 6,2 5,7 7,4 poussière 4,3 4,3 4,2 3,9 3,8 3,5 4,5

Etape de transport tonne /(422 500 MWh th + 106 470 MWh el) Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3 Scénario 4 Scénario 5 Scénario 6 Scénario 7

CO2 4 779 4 839 4 719 4 355 4 297 3 946 5 134 SO2 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 NOx 4,7 4,8 4,7 4,3 4,2 3,8 5

CO 2,6 2,7 2,6 2,4 2,4 2,2 2,8 poussière 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,1 0,2

CH4 1 918 1 942 1 893 1 747 1 724 1 583 2 060 mtransp 59 248 59 986 58 495 53 987 53 273 48 895 63 647

Etape de traitement tonne /(422 500 MWh th + 106 470 MWh el) Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3 Scénario 4 Scénario 5 Scénario 6 Scénario 7

CO2 150 152 148 136 135 124 161 SO2 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,2 NOx 0,78 0,79 0,77 0,71 0,70 0,64 0,84

CO 0,39 0,40 0,39 0,36 0,35 0,32 0,42 poussière 0,0046 0,0046 0,0045 0,0042 0,0041 0,0038 0,0049

CH4 28 28 28 26 25 23 30 mtraitement 62 366 63 143 61 574 56 829 56 077 51 469 66 997

Etape d’extraction tonne /(422 500 MWh th + 106 470 MWh el) Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3 Scénario 4 Scénario 5 Scénario 6 Scénario 7

CO2 314 312 307 281 277 255 332 SO2 0,00025 0,00064 0,00062 0,00057 0,00057 0,00052 0,00068 NOx 12,8 12,1 11,8 10,8 10,7 9,8 12,8 CO 4,87 4,76 4,64 4,29 4,23 3,88 5,05

poussière 0,018 0,018 0,018 0,016 0,016 0,015 0,02 CH4 303 303 296 273 269 247 322

mextraction 62996 63781 62196 57403 56644 51989 67674

Les émissions globales pour tous les scénarios

Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3 Scénario 4 Scénario 5 Scénario 6 Scénario 7 CO2 154 712 156 725 151 108 143 519 137 389 124 108 167 611 SO2 1,27 1,29 1,25 1,16 1,14 1,05 1,36 NOx 45,2 45 44 40 40 37 48 CO 15 15 14 13 13 12 16

poussière 4,5 4,5 4,4 4,1 4 3,7 4,8 CH4 2 250 2 274 2 218 2 047 2 020 1 854 2 413

232

Tableau 2. Les émissions pour chaque scénario énergétique E_b = 50 000 MWh el

Variante A' : dimensionnement électrique - 80% B.T. + 20 % B.M. Etape de combustion yc = 0,252 tonne /(422 500 MWh th + 106 4700 MWh el)

Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3 Scénario 4 Scénario 5 Scénario 6 Scénario 7 CO2 143 020 145 980 145 936 146 492 143 668 140 884 161 984 SO2 0,98 1,00 1,01 0,99 0,99 0,97 1,10 NOx 26,00 26,5 26,6 26,1 26,1 25,6 29 CO 6,6 6,7 6,8 6,6 6,6 6,5 7,4

poussière 4,1 4,2 4,2 4,1 4,1 4,1 4,6 Etape de transport tonne /(422 500 MWh th + 106 470 MWh el)

Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3 Scénario 4 Scénario 5 Scénario 6 Scénario 7 CO2 4 596 4 687 4 719 4 615 4 611 4 539 5 134 SO2 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,12 NOx 4,52 4,60 4,64 4,53 4,53 4,46 5,04 CO 2,54 2,58 2,60 2,55 2,54 2,50 2,83

poussière 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0,15 0,17 CH4 1 844 1 881 1 893 1 852 1 850 1 821 2 060

mtransp 56981 58100 58495 57207 57164 56271 63647 Etape de traitement tonne /(422 500 MWh th + 106 470 MWh el)

Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3 Scénario 4 Scénario 5 Scénario 6 Scénario 7 CO2 144 147 148 145 144 141 161 SO2 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,15 NOx 0,75 0,76 0,77 0,75 0,75 0,74 0,84 CO 0,38 0,38 0,39 0,38 0,38 0,37 0,42

poussière 0,0044 0,0045 0,0045 0,0044 0,0044 0,0043 0,0049 CH4 27,48 28,02 28,21 27,59 27,57 27,14 30,69

mtraitement 59980 61158 61574 60218 60172 59233 66997 Etape d’extraction tonne /(422 500 MWh th + 106 470 MWh el)


poussière 0,017 0,017 0,017 0,017 0,017 0,017 0,019 CH4 292 294 296 289 289 284 322

mextraction 60586 61776 62196 60827 60780 59831 67674

Les émissions globales pour tous les scénarios CO2 148 064 151 117 151 108 151 550 148 722 145 860 167 611 SO2 1,22 1,25 1,25 1,23 1,23 1,21 1,36 NOx 43 43 43 42 42 42 48 CO 14,1 14,4 14,4 14,1 14,1 14 16

poussière 4,3 4,4 4,4 4,3 4,3 4,2 4,8 CH4 2 164 2 203 2 218 2 169 2 167 2 133 2 413

233

Tableau 3. Les émissions pour chaque scénario énergétique Variante B : dimensionnement thermique - 50% B.T. + 50 % B.M.

Q_b = 100 000 MWh th Etape de combustion yc = 0,252 tonne /(422 500 MWh th + 106 470 MWh el)

Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3 Scénario 4 Scénario 5 Scénario 6 Scénario 7 CO2 149 468 151 421 145 936 138 746 132 678 119 785 161 984 SO2 1,02 1,03 1,01 0,93 0,92 0,84 1,10 NOx 27 27 26 24 24 22 29 CO 6,93 7,01 6,84 6,31 6,23 5,72 7,44

poussière 4,2 4, 2 4,2 3,8 3,8 3,5 4,5 Etape de transport tonne /(422 500 MWh th + 106 470 MWh el)

Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3 Scénario 4 Scénario 5 Scénario 6 Scénario 7 CO2 7 370 7 463 7 277 6 716 6 627 6 081 7 918 SO2 0,18 0,18 0,17 0,16 0,16 0,15 0,19 NOx 7,26 7,35 7,17 6,62 6,53 5,99 7,80 CO 3,88 3,93 3,83 3,54 3,49 3,20 4,17

poussière 0,25 0,25 0,24 0,22 0,22 0,20 0,26 CH4 2 893 2 928 2 858 2 636 2 601 2 387 3 108



poussière 0,008 0,0081 0,0079 0,0073 0,0072 0,0066 0,0086 CH4 27,8 27,2 27,2 25,1 24,80 22, 6 29,6


Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3 Scénario 4 Scénario 5 Scénario 6 Scénario 7 CO2 299,42 303,16 295,62 272,84 269,23 247,10 321,66 SO2 0,0012 0,0012 0,0015 0,0011 0,0011 0,001 0,0013 NOx 10,64 10,77 10,50 9,69 9,57 8,78 11,43 CO 4,42 4,47 4,36 4,03 3,97 3,65 4,75

poussière 0,017 0,017 0,017 0,016 0,015 0,014 0,019 CH4 293 296 289 267 263 241 314

mextraction 62996 63781 62196 57403 56644 51989 67674

Les émissions globales pour tous les scénarios Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3 Scénario 4 Scénario 5 Scénario 6 Scénario 7

CO2 157 285 159 336 153 654 145 869 139 707 126 236 170 381 SO2 1,38 1,4 1,36 1,3 1,2 1,1 1,48 NOx 45 46 45 41 41 37 49 CO 15 16 15 14 14 13 17

poussière 4,54 4,60 4,48 4,14 4,08 3,75 4,88 CH4 3 214 3 254 3 173 2 928 2 890 2 652 3 452

234

Tableau 4. Les émissions pour chaque scénario énergétique

Variante B' : dimensionnement électrique - 50% B.T. + 50 % B.M. E_b = 50 000 MWh el

Etape de combustion yc = 0,252 tonne /(422 500 MWh th + 106 470 MWh el)

Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3 Scénario 4 Scénario 5 Scénario 6 Scénario 7 CO2 143 020 145 980 145 936 146 492 143 668 140 884 161 984 SO2 0,98 1,00 1,01 0,99 0,99 0,97 1,10 NOx 26 26,5 26,6 26,1 26 25,6 29 CO 6,6 6,7 6,8 6,6 6,6 6,5 7,4

poussière 4,1 4,1 4,2 4,1 4,1 4 4,5 Etape de transport tonne /(422 500 MWh th + 106 470 MWh el)

Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3 Scénario 4 Scénario 5 Scénario 6 Scénario 7 CO2 7 088 7 228 7 277 7 117 7 111 7 001 7 918 SO2 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,19 NOx 6,9 7,1 7,2 7 7 6 7,8 CO 3,7 3,8 3,8 3,7 3,7 3,6 4,1

poussière 0,24 0,24 0,24 0,24 0,24 0,23 0,26 CH4 2 782 2 837 2 856 2 793 2 791 2 748 3 108


Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3 Scénario 4 Scénario 5 Scénario 6 Scénario 7 CO2 141,57 144,36 145,34 142,14 142,03 139,81 158,14 SO2 0,17 0,18 0,18 0,17 0,17 0,17 0,19 NOx 0,67 0,68 0,68 0,67 0,67 0,66 0,74 CO 0,40 0,41 0,41 0,40 0,40 0,39 0,45

poussière 0,0077 0,0078 0,0079 0,0077 0,0077 0,0076 0,0086 CH4 26,52 27,04 27,23 26,63 26,61 26,19 29,63



poussière 0,017 0,017 0,017 0,017 0,017 0,016 0,019 CH4 281 287 289 283 282 278 314

mextraction 60586 61776 62196 60827 60780 59831 67674

Les émissions globales pour tous les scénarios Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3 Scénario 4 Scénario 5 Scénario 6 Scénario 7

CO2 150 538 153 646 153 654 154 040 151 210 148 309 170 381 SO2 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,4 NOx 43 44 45 44 44 43 49 CO 15 15 15 15 15 14,8 16,8

poussière 4,37 4,45 4,48 4,38 4,38 4,31 4,88 CH4 3 091 3 151 3 173 3 103 3 101 3 052 3 452

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EVALUATION ENVIRONNEMENTALE ET TECHNICO – …