jeanflop/post_ocr_correction2 huggingface dataset:
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 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 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 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
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 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 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 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 71 221 231 313 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
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 71 221 231 313 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 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 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
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 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 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 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)
(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 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) ..... — 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; — 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 abaissement de la pollution atmosphérique soufrée dans la zone de Fos-Berre que le transfert de 4 tranches thermiques de 700
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; — 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 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 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 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
nature à rendre sa mise en œuvre difficile compte tenu 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 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 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 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
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 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 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 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
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 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 + n° 7 800 Les mêmes + n° 6 + n° 5 et 4 avec HDS directe ou indirecte + n° 9 E à 9 B Les mêmes + n° 3, 2, 1 avec HDS directe, 3 avec HDS indirecte, 5 sans HDS, 9 A avec DF (250 MW) 1 000 Les mêmes + n° 4 sans HDS Ce tableau permet donc, pour une limite donnée, de sélectionner les stratégies permettant d'accéder à cette limite. On constate que : pour 600 t/j, seules les stratégies impliquant l'implantation hors zone ou la conversion vers le nucléaire de 4 tranches de 700 MW d'E.D.F. est envisageable; pour 700 t/j, la mise hors zone ou la conversion de 2 tranches seulement est envisageable, mais il faut équiper de désulfureurs les 2 autres tranches demeurant sur le site; pour 800 t/j, un certain nombre d'autres stratégies apparaît possible : conversion ou déménagement de 2 tranches de 700 MW sans l'utilisation de désulfureurs, ou stratégies mixtes nos 4 et 5 comportant la mise en œuvre de l'hydrodésulfuration et l'équipement d'au moins 3 000 MW en désulfureurs ou encore stratégie 9 B à 9 E, avec l'utilisation
sans HDS, 9 A avec DF (250 MW) 1 000 Les mêmes + n° 4 sans HDS Ce tableau permet donc, pour une limite donnée, de sélectionner les stratégies permettant d'accéder à cette limite. On constate que : pour 600 t/j, seules les stratégies impliquant l'implantation hors zone ou la conversion vers le nucléaire de 4 tranches de 700 MW d'E.D.F. est envisageable; pour 700 t/j, la mise hors zone ou la conversion de 2 tranches seulement est envisageable, mais il faut équiper de désulfureurs les 2 autres tranches demeurant sur le site; pour 800 t/j, un certain nombre d'autres stratégies apparaît possible : conversion ou déménagement de 2 tranches de 700 MW sans l'utilisation de désulfureurs, ou stratégies mixtes nos 4 et 5 comportant la mise en œuvre de l'hydrodésulfuration et l'équipement d'au moins 3 000 MW en désulfureurs ou encore stratégie 9 B à 9 E, avec l'utilisation de résidus sous vide et au moins 500 MW (2 X 250) équipés de désulfureurs; — enfin pour 900 et 1 000 t/j apparaissent d'autres possibilités nouvelles impliquant des mesures encore moins sévères. En mettant à part les deux premiers cas, qui reviendraient à renoncer à bénéficier des facilités pétrolières de la région pour la réalisation d'une grande partie des installations d'E.D.F., on est amené à examiner plus spécialement le troisième cas, correspondant à la limite de 800 t par jour qui nécessite la mise en œuvre d'une gamme de mesures déjà sévères, associées à des stratégies entre lesquelles un choix peut être exercé. Si l'on veut les comparer sous l'angle des prix de revient, on est amené à calculer leurs coûts non plus au maximum de leur efficacité, mais en ramenant celle-ci au même niveau de 800 t par jour considéré, qui correspond à un taux d'abattement de 63,6 % en 1980. Cette réduction est possible si l'on modère, proportionnellement à la réduction correspondante d'efficacité, le degré de l'opération d'hydrodésulfuration directe finale opérée sur le pool résiduel. Il en résulte une certaine économie sur le coût de cette opération, qui détermine le montant des charges totales des différentes stratégies,
de la région pour la réalisation d'une grande partie des installations d'E.D.F., on est amené à examiner plus spécialement le troisième cas, correspondant à la limite de 800 t par jour qui nécessite la mise en œuvre d'une gamme de mesures déjà sévères, associées à des stratégies entre lesquelles un choix peut être exercé. Si l'on veut les comparer sous l'angle des prix de revient, on est amené à calculer leurs coûts non plus au maximum de leur efficacité, mais en ramenant celle-ci au même niveau de 800 t par jour considéré, qui correspond à un taux d'abattement de 63,6 % en 1980. Cette réduction est possible si l'on modère, proportionnellement à la réduction correspondante d'efficacité, le degré de l'opération d'hydrodésulfuration directe finale opérée sur le pool résiduel. Il en résulte une certaine économie sur le coût de cette opération, qui détermine le montant des charges totales des différentes stratégies, au niveau d'émission adopté conventionnellement de 800 t par jour de SO2. Le classement des divers procédés par ordre des coûts décroissants est alors indiqué dans le tableau VII qui permet de comparer les différentes méthodes en considérant : — la technique utilisée; la capacité E.D.F. munie de désulfureurs et l'échelle de leur utilisation supposant ou non une extrapolation de taille; les charges totales annuelles entraînées par la politique choisie et le coût unitaire rapporté à une tonne de fuel lourd brûlée dans la zone; la souplesse du procédé et sa sécurité vis-à-vis de l'environnement, qui peuvent être évaluées par la marge supplémentaire disponible sur le taux d'abattement des émissions (lorsque l'on pousse au maximum de ses possibilités le procédé d'hydrodésulfuration directe), ainsi que le coût de cet abattement supplémentaire. On peut dès maintenant observer, si l'on met à part les stratégies nos 6 à 8 qui impliquent des dispositions très particulières à prendre sur les tranches de 700 MW, que le coût total de la lutte antipollution, pour un taux d'abattement de l'ordre de 65 %, représente en 1980 une dépense de 82 + 350 MF = 432 MF, dont 200 MF environ seraient à la charge d'E.D.F. (1).