jeanflop/post-ocr-correction huggingface dataset:
S en 1980, 2,7 Mt en l'an 2000. Cette stratégie à un nombre croissant de tranches d’E.D.F. restent du même ordre de grandeur que ceux obtenus précédemment avec les stratégies 3 à 5 associées à l’HDS directe. La comparaison doit donc être poussée plus loin en considérant également les prix de revient obtenus pour ces procédés. Une forme différente de cette stratégie consisterait à brûler dans des centrales munies de désulfureurs, non plus un résidu sous vide, mais un coke de pétrole sulfureux, obtenu par craquage thermique de fuel. Elle suppose que les raffineries s’orienteraient vers la production de coke
suppose que les raffineries s’orienteraient vers la production de coke à partir des résidus de distillation sous vide, l’autre fraction (distillats) subissant comme précédemment une désulfuration poussée. Elle suppose également que seraient utilisées des chaudières spéciales exploitées par exemple par les raffineries ou par un groupe d’intérêt mixte constitué entre E.D.F. et les sociétés pétrolières. L’étude de ce procédé, dont l’emploi ne peut être envisagé que pour des capacités limitées de production d’électricité, n’a pas été effectuée dans le détail. Politique de hautes cheminées et utilisation modulée des combustibles BTS Le recours à des cheminées de grande hauteur est le
Le recours à des cheminées de grande hauteur est le moyen utilisé traditionnellement par l’industrie pour assurer la dispersion des fumées résultant des opérations de fabrication, à la faveur des phénomènes naturels de diffusion des gaz, et en mettant à profit l’influence de différents facteurs pouvant intervenir de façon favorable (température et vitesse d’éjection des gaz, vitesse du vent à la sortie de la cheminée, etc.). Sans recourir aux nombreuses théories élaborées à ce sujet, on soulignera que ce moyen est d’autant plus efficace et facile à mettre en œuvre que les sources sont plus concentrées. Il a, entre autres,
que les sources sont plus concentrées. Il a, entre autres, été utilisé abondamment jusqu’ici par les constructeurs de centrales thermiques et l’on a vu ainsi s’accroître les hauteurs de cheminées avec la taille unitaire des groupes : 140-150 m pour les groupes de 250 MW, 220-250 m pour les groupes de 600 MW d’Électricité de France. Il est donc naturel, dans une zone où sont à craindre les dangers de pollution dus à une forte concentration industrielle, que l’on cherche à accroître les hauteurs des cheminées des installations et à prendre même certaines marges de sécurité par rapport aux hauteurs
prendre même certaines marges de sécurité par rapport aux hauteurs réglementaires. Malheureusement, dans la zone qui nous intéresse, aux contraintes habituelles qui sont de nature technique et économique s’ajoutent des limitations entraînées par la présence dans le voisinage d’aérodromes civils et militaires (Marignane, Istres, Centre d’essais en vol) qui imposent des servitudes spéciales entraînées par leur desserte. Ces servitudes limitent à 180 m la hauteur des cheminées réalisables sur le site de Fos pour les tranches de 700 MW d’E.D.F., valeur notablement inférieure à la hauteur des cheminées couramment construites maintenant pour cette gamme de puissance. Quant aux tranches de
maintenant pour cette gamme de puissance. Quant aux tranches de 250 MW installées à Martigues-Ponteau, elles sont munies de cheminées de 140 m. Dans les diverses solutions qui ont été considérées précédemment, on a supposé que l’on disposait de procédés d’enlèvement du soufre contenu dans les combustibles ou dans les fumées et que l’on pouvait les utiliser au maximum de leurs possibilités techniques afin d’obtenir, après une affectation convenable des diverses catégories de fuels, les valeurs minimales pour les émissions totales de SO2. En réalité, la situation se présente comme il suit : D’un côté, les installations du secteur domestique
il suit : D’un côté, les installations du secteur domestique et de la petite industrie rejettent les gaz de combustion à faible altitude et sont comparativement les plus polluantes. L’accord se fait aisément pour considérer qu’elles doivent utiliser pour cette raison, comme on l’a supposé dans cette étude, un combustible à basse teneur de soufre. D’un autre côté, les installations du secteur industriel sont munies de cheminées de plus grandes hauteurs qui permettent d’éliminer les gaz de combustion à un niveau où une dispersion efficace peut être assurée pendant la majeure partie du temps, ce qui, toutes choses égales par
majeure partie du temps, ce qui, toutes choses égales par ailleurs, diminue les concentrations au sol. On se trouve ainsi amené à considérer une variante pratique de chacune des stratégies étudiées précédemment, consistant à moduler l’emploi des différentes catégories de fuels en fonction des hauteurs d’émission et des possibilités offertes par la variation dans le temps des conditions météorologiques. Comme il est pratiquement impossible de connaître exactement les relations de cause à effet entre les émissions et les concentrations au niveau du sol et de calculer ces dernières, l’application d’une telle solution doit s’entourer de grandes précautions qui supposent un
telle solution doit s’entourer de grandes précautions qui supposent un pilotage permanent par le réseau de mesures. Il faut, également, comme cela se pratique déjà actuellement à Martigues, que l’exploitation de la centrale dispose d’un stock spécial de combustible TBTS réservé pour les périodes d’alerte ou de météorologie défavorable, le passage d’un type de combustible à l’autre pouvant en fait être réalisé instantanément. 4.3. Comparaison de l’ensemble des stratégies considérées sous l’angle de la réduction des émissions sulfureuses Les figures 6 et 7 représentent, pour les années 1980 et 2000, les valeurs obtenues pour les émissions sulfureuses engendrées par la
les valeurs obtenues pour les émissions sulfureuses engendrées par la totalité des installations, ainsi que les taux d’abattement obtenus, si l’on applique les différentes stratégies relatives à la désulfuration des fumées et des fuels lourds. On constate à nouveau (stratégies n°s 1 à 5) que la désulfuration directe des fuels est plus rapidement efficace que la désulfuration indirecte et permet d'obtenir, même sans désulfuration des fumées, un taux d'abattement supérieur à 60 % et voisin de 65 % en 1980, supérieur à 50 % et voisin de 60 % en l'an 2000. Les deux méthodes de désulfuration des fuels deviennent
l'an 2000. Les deux méthodes de désulfuration des fuels deviennent équivalentes à partir d'un certain niveau de désulfuration des fumées (au-delà de la stratégie n° 3). On trouvera également sur ces figures les résultats correspondant aux stratégies n°s 6 et 7 (choix d'un autre site pour deux des groupes de 700 MW ou réalisation d'une capacité nucléaire équivalente) ainsi que ceux correspondant à la stratégie n° 9 consistant à utiliser des résidus de distillation sous vide. Ces trois stratégies se placent favorablement par rapport à celles référencées sous les numéros 1 à 5. Les tracés montrent que si l'on vise,
1 à 5. Les tracés montrent que si l'on vise, par exemple, un taux d'abattement de 65 % (soit une émission d'environ 800 t/j) en 1980 et de 60 % (soit une émission d'environ 1 000 t/j) en l'an 2000, un tel objectif est réalisable de différentes façons. Les méthodes diffèrent entre elles, à niveau égal, par la capacité totale EDF qui doit être munie de désulfureurs. On observera également, que, si l'on pratique la désulfuration directe qui permet d'abaisser la teneur moyenne en soufre aux environs de 1 %, le fait d'équiper les centrales électriques avec un nombre croissant
le fait d'équiper les centrales électriques avec un nombre croissant de désulfureurs ne modifie pas de façon très notable les résultats obtenus, à l'inverse de ce qui se passe avec la désulfuration indirecte à laquelle correspondent des variations de plus forte pente. Cette comparaison est cependant insuffisante et il convient de tenir compte aussi des investissements à réaliser de part et d'autre et des coûts annuels des différentes politiques, avant de pouvoir formuler un jugement comparatif d'ensemble. 4.4. Comparaison de l'ensemble des stratégies considérées sous l'angle des prix de revient 4.4.1. Évaluation des investissements Sur les bases des coûts d'investissements
4.4.1. Évaluation des investissements Sur les bases des coûts d'investissements rappelés au paragraphe 1, du présent chapitre, le tableau IV rassemble les installations à réaliser, stratégie par stratégie, avec l'indication d'un calendrier approximatif. Les coûts sont indiqués en valeurs 1972 ou en valeurs actualisées au 1er janvier 1976, date de mise en service éventuelle d'un premier désulfureur de fumées et du lancement possible des usines d'hydrodésulfuration des fuels. TABLEAU IV Montant des investissements à consacrer aux installations de désulfuration pour les différentes stratégies, avec les années de mise en service Désulfuration des fumées HDS indirecte HDS directe Stratégie n° Investissement
Désulfuration des fumées HDS indirecte HDS directe Stratégie n° Investissement Coût investissement MF 1972 actualisé MF 1972 actualisé en MF 1972 (1976) (1976) (1976) 1 Pas de DF 1978 110 91 1978 280 232 1980 110 75 1980 280 192 1990 280 107 0 0 220 166 840 531 2 1 gr. 250 1976 45 45 1978 110 91 1980 110 75 1980 840 531 220 166 840 531 3 1 gr. 250 1976 45 45 1 gr. 700 1977 110 100 1978 110 91 1978 280 232 1 gr. 700 1978 110 91 1980 110 75 1990 280 107
700 1978 110 91 1980 110 75 1990 280 107 265 236 220 166 560 339 4 1 gr. 250 1976 45 45 1 gr. 700 1977 110 100 1 gr. 700 1978 110 91 1 gr. 700 1979 110 83 1978 110 91 1978 280 232 1 gr. 700 1980 110 75 1990 280 107 485 394 110 91 560 339 5 1 gr. 250 1976 45 45 3 gr. 250 1978 135 112 1 gr. 700 1977 110 100 1 gr. 700 1978 110 91 1 gr. 700 1979 110 83 1990 110 43 1 gr. 700 1980
1979 110 83 1990 110 43 1 gr. 700 1980 110 75 1990 110 43 1990 280 107 620 506 220 86 N.B. — Comparaisons effectuées en francs constants 1972 — Taux d'actualisation 10 %. À 0,5 % S (surbais 55 F/t) : 60 MF/an en 2000, 1,55 Mt/an à 0,5 % S (surbais 55 F/t) : 85 MF/an en charges supportées par les consommateurs du fuel restant dit « pool résiduel » dont la teneur moyenne est abaissée par hydrodésulfuration depuis une certaine valeur de départ jusqu'à la valeur la plus basse accessible, chacune correspondant à un prix différent
la plus basse accessible, chacune correspondant à un prix différent du fuel. Le tableau III ci-dessus indique la répartition des tonnages entre les différents utilisateurs pour 1980 et 2000. Le tableau V indique quels sont les suppléments de dépenses entraînés par l'approvisionnement des fuels désulfurés ainsi obtenus, soit par désulfuration indirecte, soit par désulfuration directe. Enfin, les figures 8 et 9 permettent Fig. 8 et 9. Coût total annuel en 1980 et en 2000 des mesures antipollution rapporté au tonnage de SO2 émis journalièrement en pointe (échelle du bas) ou au taux d'abattement des émissions obtenu par ces mesures (échelle
au taux d'abattement des émissions obtenu par ces mesures (échelle du haut) Ce coût comprend : le surprix des fuels BTS, la désulfuration des fumées E.D.F. et l'hydrodésulfuration des fuels (gaz de raffinerie exclus) dans le cas de l'hypothèse de disponibilité B, les surcoûts dus au changement de site ou à l'emploi du nucléaire. TABLEAU V Charges annuelles supplémentaires résultant de l'utilisation de combustibles à basse teneur en soufre et de la désulfuration des fumées E.D.F. en MF (hors taxes) (Disponibilité B) Surbais total Stratégies Surprix du pool restant Répartition tous utilisateurs Utilisateurs Coût Charges spéciales fumées totales f. 1.
tous utilisateurs Utilisateurs Coût Charges spéciales fumées totales f. 1. + (0,5 % S) E.D.F. E.D.F. fuel • fumées + Taux Départ Après HDS Total E.D.F. pour une raffinerie d'abattement a + d a + d + e a b c ft + c d + g (1) e f e + / a+d+e + e + / + / + g Avec hydrodésulfuration indirecte 1980 1 36,5 60 57 97 154 52 + 82 102 0 102 214 214 296 2 39,8 60 62 95 157 57 + 82 100 16 116 217 233 315 3 60,0 60 62
100 16 116 217 233 315 3 60,0 60 62 83 145 70 + 82 75 92 167 205 297 379 4 67,0 60 78 75 153 110 + 82 43 168 211 213 381 463 5 68,0 60 70 47 117 117 + 82 0 216 216 177 393 475 2000 1 32,0 85 51 106 157 102 + 148 55 0 55 242 242 390 2 34,3 85 49 105 154 103 + 148 51 13 64 239 252 400 3 47,0 85 52 125 177 138 + 148 39 81 120 262 343 491 4 54,9 85
148 39 81 120 262 343 491 4 54,9 85 59 130 189 170 + 148 19 149 168 274 423 571 5 59,6 85 62 140 202 202 + 148 0 190 190 287 477 625 Avec hydrodésulfuration directe 1980 1 60,3 60 57 250 307 104 + 82 203 0 203 367 367 449 2 60,6 60 62 225 287 104 + 82 183 16 199 347 363 445 3 60,3 60 62 155 217 104 + 82 113 92 205 277 369 451 4 65,2 60 78 64 142 104 + 82 39 168 206 202 370
64 142 104 + 82 39 168 206 202 370 452 5 67,0 60 66 38 104 104 + 82 0 216 216 164 380 462 2000 1 53,5 85 51 245 296 192 + 148 104 0 104 381 381 529 2 53,8 85 49 235 284 192 + 148 92 13 105 369 382 530 3 55,2 85 52 195 247 192 + 148 55 81 136 332 413 561 4 56,5 85 59 150 209 192 + 148 17 149 166 294 443 591 5 56,5 85 62 130 192 192 + 148 0 190 190 277
62 130 192 192 + 148 0 190 190 277 467 615 (1) (d) correspond aux consommations de fuel lourd du pool résiduel par les raffineries et la pétrochimie. (g) correspond aux consommations de gaz de raffinerie à 0,15 % S. de rapporter à l'efficacité globale obtenue (taux d'abattement) les charges entraînées par l'application des diverses stratégies. Il est intéressant de remarquer en particulier les niveaux de charges (charges E.D.F. seules ou charges totales) pour les stratégies nos 1 à 5 et les variations lorsque l'on passe d'une stratégie à une autre. Les charges totales comme les charges partielles pour
une autre. Les charges totales comme les charges partielles pour E.D.F., vont en augmentant lorsque le nombre de tranches munies de désulfureurs s'accroît. Si la variation est relativement lente en 1980, elle s'accroît très fortement en l'an 2000, en raison du coût marginal élevé de la désulfuration des fumées, dans les dernières années de l'utilisation des groupes thermiques qui fonctionnent alors avec un taux de marche réduit et des coûts de désulfuration très importants à la tonne brûlée ou au kWh produit. Pour les stratégies nos 6 à 8, correspondant au transfert de tranches de 700 MW sur un nouveau
au transfert de tranches de 700 MW sur un nouveau site supposé situé près d'Avignon ou à l'utilisation anticipée de l'énergie nucléaire, des considérations d'une autre nature doivent alors intervenir. Elles se trouvent explicitées dans le tableau VI. On notera TABLEAU VI Charges annuelles supplémentaires, en 1980, correspondant aux stratégies nos 6 à 8 (Transfert hors du site de tranches de 700 MW ou utilisation de capacités nucléaires équivalentes) Surbais de pool restant Répartition Surprix total tous utilisateurs Coût N° Taux Utilisateurs suppl. Jour Sures Fuel Lourd 1. d'abattement spéciaux Après Traitement Raffineries, E.D.F. Fuel Frais fumées Départ HDS Total
Après Traitement Raffineries, E.D.F. Fuel Frais fumées Départ HDS Total chimie E.D.F.... E.D.F, lourd suppl. + gaz de E.D.F. raffinerie a + d a + d a + d + e a b c b + c d + g e + e + / + e + e + f + f + g 6 67,6 60 38 190 228 104 + 82 124 15 139 288 303 385 7 71,5 60 43 96 139 100 + 82 39 15 + 92 146 199 306. 388 8 S 75,3 60 26 135 161 100 + 82 61 10 71
60 26 135 161 100 + 82 61 10 71 221 231 313 8 N 75,3 60 26 135 161 100 + 82 61 —27 34 221 194 276 (1) Coût estimatif comprenant le surplus de charges annuelles maximales provenant d’une étude prévisionnelle d’EDF. Dans le cas de la stratégie n° 7, le surplus de désulfuration des fumées s’ajoute au surplus du changement de site. Pour la stratégie n° 8, les valeurs indiquées correspondent à des durées de fonctionnement annuelles de 6 000 heures. Valeur à considérer pour 5 000 heures (colonne 1) : +14 MF. que les « coûts
heures (colonne 1) : +14 MF. que les « coûts supplémentaires EDF » correspondant aux coûts de transfert de 2 tranches (stratégie n° 6 colonne f) sont plus élevés que ceux correspondant au transfert de 4 tranches (stratégie n° 8 S), ce qui s’explique par l’accroissement des travaux de génie civil, de prises d’eau et de rejets pour le premier cas, et celui des frais supplémentaires d’exploitation (dispersion des effectifs entre Fos-Martigues et le nouveau site, notamment). Il faut cependant noter que l’on a supposé pour ces évaluations, que le nouveau site était libre de toute contrainte d’environnement et que
nouveau site était libre de toute contrainte d’environnement et que les tranches qui y seraient installées pourraient y consommer du fuel lourd ordinaire, sans aucun surprix, autre que celui du transport dont il a été tenu compte dans les frais d’exploitation. Les montants indiqués comme frais supplémentaires EDF correspondent donc à des valeurs minima qui pourraient être assez notablement dépassées dans le cas où l’utilisation de combustibles BTS serait prescrite sur le nouveau site. Quant à l’implantation, sur le site de Fos, de capacités nucléaires équivalentes, elle correspond à la stratégie dénommée « 8 N ». Compte tenu de la
stratégie dénommée « 8 N ». Compte tenu de la taille unitaire actuelle des tranches nucléaires (925 MW), on est conduit à étudier le remplacement de 4 tranches de 700 MW classiques (2 740 MW nets) par 3 tranches nucléaires (2 775 MW) avec le calendrier supposé de mise en service de ces tranches en 1977, 1978, 1979, soit avec un décalage d’un an sur les tranches classiques. La comparaison a été faite pour des durées de fonctionnement de 6 000 heures qui correspondent sensiblement à l’utilisation moyenne des tranches pendant les 8 premières années. Dans ces conditions, et compte
pendant les 8 premières années. Dans ces conditions, et compte tenu des valeurs de référence adoptées par EDF en 1972, la comparaison des coûts entre thermique classique et nucléaire se présente comme suit : Nucléaire Classique (925 MW) (700 MW) PWR Investissements (en francs 1972) 703 F/KW 1 152 F/KW Charges de capital actualisées (centimes 1972/kWh) ... 1,30 2,13 Frais d’exploitation (démarrage 1977) 0,72 0,76 Combustible 1,96 0,94 Total (centimes 1972/kWh) . 3,98 3,83 centimes 1975/kWh .... 4,48 4,31 Puissance installée (MW) en 1980 4 x 700 -3 X 925 Coût total annuel (MF valeur 1975) 750 723 Différence (MF)
Coût total annuel (MF valeur 1975) 750 723 Différence (MF) ..... — 27 Les valeurs adoptées ci-dessus, qui concernent le cas particulier du site de Fos-Martigues dérivent des valeurs retenues par la Commission PEON à l’occasion des études menées dans un cadre plus général. Elles tiennent compte notamment des aspects suivants : — les investissements ont été chiffrés en francs 1972, sur la base de l’installation de 2 tranches classiques de 700 MW et 2 tranches nucléaires de 925 MW, ce qui majore légèrement les investissements des tranches prévues; — les durées d’utilisation du nucléaire : 54 100 heures actualisées;
les durées d’utilisation du nucléaire : 54 100 heures actualisées; — le coût de la thermie fuel est de 0,85 centimes, moyenne des 2 chiffres extrêmes considérés dans le rapport PEON; — le coût du combustible nucléaire est de 0,94 c/kWh, valeur moyenne des estimations faites à ce jour. Il convient de remarquer que, pour des durées de fonctionnement de 5 000 heures, le nucléaire n’étant pas alors utilisé dans les meilleures conditions économiques, la différence entre coûts annuels prendrait une valeur en sens contraire de + 14 MF. L’utilisation de 2 775 MW nucléaires, dont l’effet provoquerait le même
de 2 775 MW nucléaires, dont l’effet provoquerait le même abaissement de la pollution atmosphérique soufrée dans la zone de Fos-Berre que le transfert de 4 tranches thermiques de 700 MW hors de cette zone, s’accompagne donc d’une baisse très importante des charges totales. Cette solution se place ainsi d’une façon très sensiblement favorable vis-à-vis des autres solutions étudiées. Elle se présente comme la méthode la plus sûre et la moins coûteuse et, bien que diverses difficultés peuvent être de nature à rendre sa mise en œuvre difficile compte tenu des exigences de délais, il semble qu’elle mérite d’être examinée
des exigences de délais, il semble qu’elle mérite d’être examinée sérieusement avant tout choix définitif. On a également considéré, en détails, les évaluations des charges correspondant à l’application des différentes variantes de la stratégie n° 9 (utilisation de résidus sous vide à 5-6 % de soufre), en tenant compte des aspects suivants : — le fonctionnement des tranches intéressées est poussé au maximum des possibilités pratiques (7 850 heures par an, ce qui n’irait pas sans poser des problèmes importants d’entretien) ; — le combustible utilisé, dont les caractéristiques rendent l’emploi et la commercialisation plus difficile, est supposé bénéficier d’une
l’emploi et la commercialisation plus difficile, est supposé bénéficier d’une réduction de prix de 10 F à la tonne; • les tranches appelées à l’utiliser (4 tranches de 250 MW de Martigues, dans notre hypothèse) sont supposées équipées pour brûler les résidus en question, ce qui représente un supplément d’investissements de l’ordre de 10 MF par tranche de 250 MW, décomptés ainsi (en francs 1972) : — réservoirs de stockage supplémentaires 2,7 MF — dispositifs de préchauffage du combustible (220 °C) 2,7 MF — précautions contre la corrosion . dans les échangeurs à basse température du circuit des fumées (mise
les échangeurs à basse température du circuit des fumées (mise en place d’un préchauffeur d’air et d’une injection d’ammoniaque en amont du préchauffeur d’air) 3,8 MF — précautions de dépoussiérage des fumées et pour l’évacuation des cendres (prix indicatif basé sur une installation réalisée à Strasbourg) ........... 0,8 MF 10,0 MF et de 25 MF par tranche de 700 MW, en tenant compte d’un facteur d’échelle (1). et les surcroûts de charges annuelles ont été évalués de la même façon que pour les stratégies nos 1 à 5 en considérant les teneurs en soufre du pool résiduel, avant et après
les teneurs en soufre du pool résiduel, avant et après mise en œuvre de l'hydrodésulfuration. Les charges totales obtenues dans ces conditions ont été reportées sur la figure n° 8. Elles diminuent, comme on le voit, lorsque le nombre de tranches intéressées augmente (de la stratégie 9A à 9E). 4.4.5. Comparaison des prix de revient des différentes stratégies à niveau égal d'abattement des émissions sulfureuses Au cours des évaluations faites précédemment, les différentes politiques d'abaissement des émissions sulfureuses ont été étudiées en supposant qu'une fois obtenues de premières réductions du côté des utilisateurs spéciaux et une fois mises en œuvre
côté des utilisateurs spéciaux et une fois mises en œuvre les différentes stratégies de désulfuration des gaz de combustion, les réductions complémentaires s'obtenaient au prix d'un abaissement de la teneur en soufre du pool résiduel grâce à la mise en œuvre de l'hydrodésulfuration, appliquée au maximum de ses possibilités. Les taux d'abattement obtenus avaient ainsi des valeurs variables, différant selon les stratégies particulières considérées, ce qui ne permettait pas d'en comparer les coûts, à un niveau d'efficacité identique pour l'ensemble. La figure n° 8 montre qu'en 1980, les méthodes les plus intéressantes conduisent à des émissions globales variant entre 600
plus intéressantes conduisent à des émissions globales variant entre 600 et 1 000 t par jour de SO2. Si l'on se fixe une limite déterminée à ne pas dépasser pour les émissions journalières de pointes, soit 600, 700, 800, 900, ou 1 000 t par jour, le nombre de stratégies envisageables dépend de la valeur de cette limite. Le tableau suivant fixe quelles sont les possibilités correspondant à chacun des chiffres cités plus haut pour l'année 1980 : Valeurs limites d'émissions Stratégies envisageables en 1980 journalières (en t/j) (d'après figure 8) 600 8 S, 8 N 700 Les mêmes +