jeanflop/post_ocr_correction2 huggingface dataset:
notre industrie. Ces différents aspects devront, le moment venu, être pris en considération, en parallèle avec les avantages ou inconvénients reconnus éventuellement à ces solutions sous l'angle de l'environnement ou du point de vue économique. — Stratégie no 9 On a cherché à évaluer par ailleurs, par comparaison avec les stratégies précédentes, l'efficacité de la méthode mixte qui consisterait à brûler dans certaines tranches équipées de désulfurateurs des résidus de distillation sous vide dont la teneur en soufre pourrait être de l'ordre de 5 à 6 %. Tout tonnage de résidus nécessaires pour alimenter les tranches désulfurées correspond un tonnage sensiblement équivalent de distillats sous vide dont le soufre peut être extrait par le procédé indirect qui conduit ainsi à des fuels de teneur très basse (0,3 % environ) contribuant à abaisser de façon notable la teneur moyenne du pool résiduel. On constate que les résultats finaux des différentes variantes A à E consistant à appliquer TABLEAU III Affectation des fuels lourds aux différents utilisateurs (cas de la disponibilité B) Affectation spéciale de la disponibilité (B) Utilisation du pool résiduel après HDS éventuelle Si t = 0,5 % S, F = 4 % S (surprix nul) Tonnage Consommations. Teneur stratégies surprix / ) affecté Tranches E.D.F. Raffineries journalières S petite industrie Solvay sur Don désulfurées et chimie (1) moyennes avant petite industrie, E .D .F. 24 040 t annuelles HDS secteur domestique 1 ' désulf. J t/j t/j t/j t/j t/j % t/j % t/j Mt/an % 1980 1 ... 2 940 1 000 0 3 940 13 200 66 6 900 34 20 100 7,3 3,17 2 ... 2 940 1 000 900 4 840 12 300 64 6 900 36 19 200 6,9 3,13 3 ... 2 940 1 000 5 700 9 640 7 500 52 6 900 48 14 400 5,2 2,80 4 ... 2 940 1 000 10 500 14 440 2 700 28 6 900 72 9 600 3,4 2,11 5 ... 2 940 1 000 13 200 17 140 0 0 6 900 100 6 900 2,7 1,92 2000 1 ... 5 340
surprix / ) affecté Tranches E.D.F. Raffineries journalières S petite industrie Solvay sur Don désulfurées et chimie (1) moyennes avant petite industrie, E .D .F. 24 040 t annuelles HDS secteur domestique 1 ' désulf. J t/j t/j t/j t/j t/j % t/j % t/j Mt/an % 1980 1 ... 2 940 1 000 0 3 940 13 200 66 6 900 34 20 100 7,3 3,17 2 ... 2 940 1 000 900 4 840 12 300 64 6 900 36 19 200 6,9 3,13 3 ... 2 940 1 000 5 700 9 640 7 500 52 6 900 48 14 400 5,2 2,80 4 ... 2 940 1 000 10 500 14 440 2 700 28 6 900 72 9 600 3,4 2,11 5 ... 2 940 1 000 13 200 17 140 0 0 6 900 100 6 900 2,7 1,92 2000 1 ... 5 340 2 000 0 7 340 7 000 35 13 000 65 20 000 7,2 3,30 2 ... 5 340 2 000 425 7 765 6 575 33,5 13 000 66,5 19 575 7,1 3,28 3 ... 5 340 2 000 3 075 10 415 3 925 22 13 000 78 16 925 6,2 3,12 4 ... 5 340 2 000 5 725 13 065 1 275 10 13 000 90 14 275 5,1 2,85 5 ... 5 340 2 000 7 000 14 340 0 0 13 000 100 13 000 4,7 2,72 Pour mémoire : Les raffineries consomment en outre 1,5 Mt de gaz de raffinerie à 0,15 % 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
16 925 6,2 3,12 4 ... 5 340 2 000 5 725 13 065 1 275 10 13 000 90 14 275 5,1 2,85 5 ... 5 340 2 000 7 000 14 340 0 0 13 000 100 13 000 4,7 2,72 Pour mémoire : Les raffineries consomment en outre 1,5 Mt de gaz de raffinerie à 0,15 % 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 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 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, été utilisé abondamment jusqu’ici par les constructeurs de centrales thermiques
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 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, 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 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 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
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 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 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 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 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 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 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 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 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,
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 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 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, 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
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, 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 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 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 Coût investissement MF 1972 actualisé MF 1972 actualisé en MF 1972 (1976) (1976) (1976) 1 Pas de DF 1978 110
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 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 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 280 107 265 236 220 166 560 339 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 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
110 100 1978 110 91 1978 280 232 1 gr. 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 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 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 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
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 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. + (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 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 +
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 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 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 39 168 206 202 370 452 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 0 190 190 277 467 615 (1) (d) correspond aux consommations de fuel lourd