La fin de l'année 1997 et 1998 ont été marquées par le "jaillissement" d'un nombre relativement important de projets de cogénération industriels de puissance élevée. En 95 et 96, la puissance moyenne des projets était de l'ordre de 5 MWe ; en 1997, elle grimpait à 14,1 MWe pour atteindre 24 MWe au premier semestre de cette année. Sans même parler du cycle combiné géant de 365 MWe qu'EDF et Total vont installer à la raffinerie de Gonfreville (voir Energie Plus n*211 du 15 septembre 1998), on peut signaler les opérations de Péchiney à Gardanne (88 MWe) et de Novacarb à Luneuveville (80 MWe) ; un peu plus petites, celles des Salins du Midi à Nancy (40 MWe), de Rhône-Poulenc -Belle Etoile" près de Lyon (40 MWe), d'Arco Chimie à Fos-sur-Mer (40 MWe), des papeteries Emin Leydier à Saint-Vallier (43 MWe), de la papeterie Ario Wiggins à Bessé-sur-Braye (43 MWe), de Renault à Flins (43 MWe) et des papeteries du Limousin (25 MWe).
Comme on le verra dans la description ci-dessous de certaines de ces opérations, les choix en matière d'équipements et de montages juridico-financiers sont très divers, notamment en ce qui concerne le degré souhaité d'externalisation. On remarquera à ce propos la discrétion quasi-générale des industriels sur leurs gains financiers : ils sont qualifiés de "substantiels" ou de "significatifs", mais rarement chiffrés (au contraire de leurs collègues anglo-saxons qui, eux, se vantent du nombre de livres ou de dollars qu'ils ont économisés). Nous vous présenterons également une installation de plus petite puissance (3,2 MWe chez Isoroy), mais où toute la chaleur récupérable est exploitée, ce qui lui confère un rendement global remarquable de 88%. Et puisque Europe il y a, nous n'avons pas pu résister au plaisir de vous parler aussi de deux opérations réalisées chez nos voisins immédiats. La première, très originale (parce que britannique ?), est une cogénération répartie en petits modules chez Land Rover ; la seconde est une histoire belge, celle de la cogénération du terminal méthanier de Zeebruge, qui atteint un rendement global de... 105% sur PCI !
PECHINEY À GARDANNE
La formule 1 de la cogénération
C'est le 15 décembre 1998 que doivent être "mises à feu" les deux turbines LM 6000 de General Electric qui équipent le site d'Aluminium Péchiney à Gardanne. Après les quelques semaines habituelles de "débugage", elles devraient entrer en service industriel début mars et constitueront alors l'installation de cogénération gaz la plus puissante de France. Le constructeur les donne pour 40 MWe chacune à 150C et garantit 43 MWe pendant 3624 heures en tenant compte des statistiques locales de température extérieure.
Ces deux turbines, explique Jean-Paul Aghetti, de la direction Energie de Péchiney, sont l'une des clés de la survie de l'usine qui souffrait de plusieurs handicaps : faible capacité de production (600 000 t/an face à des concurrents de 3 Mt/an), coûts logistiques alourdis en raison de son éloignement du bord de mer (transport de la bauxite), et facture énergétique élevée, de plus de 100 MF par an. La vapeur nécessaire pour attaquer la bauxite en autoclaves était fournie par deux chaudières fuel de 110 t/h appartenant à Péchiney et par une chaudière charbon à lit fluidisé circulant appartenant à SIDEC. Cette dernière brûle du charbon local, assez cher, réclame un personnel d'exploitation nombreux et ses auxiliaires consomment à eux seuls 2 MWe. Péchiney avait la volonté de réduire sa facture énergétique. En outre, il met en oeuvre un nouveau procédé de fabrication, l'attaque en deux temps, qui exige de la vapeur à 52 et 12 bar, schéma dans lequel la chaudière LFC s'inscrit mal (température de sortie vapeur plus faible que celle des chaudières fuel, obligation de garder le niveau de 140 bar, difficulté de modulation alors que la demande va varier davantage).
"Le contrat d'achat cogénération a parfaitement joué son rôle", commente Jean-Paul Aghetti. C'est en effet grâce à lui que Péchiney a pu prendre la décision de remplacer la chaudière LFC par une cogénération et non pas par des chaudières à fuel lourd. L'installation comporte les deux turbines, avec leur système d'injection d'eau, et deux chaudières de récupération Hamon Industrie de 77 t/h chacune, équipées de brûleurs de post-combustion Pillard et de brûleurs gaz à air frais capables de produire 155 t/h, qui ne seront utilisés qu'en secours, Elle fonctionnera 8300 heures par on et délivrera l'électricité produite sur le réseau à 63 W. Les deux turbines seules fournissent un peu moins que les besoins de base en vapeur et c'est la postcombustion qui assure le reste de la base et les variations de la demande au-delà de la base.
De la vapeur pendant 12 ans
Péchiney a décidé également, à cette occasion, d'externaliser la production de vapeur. L'investissement - environ 300 MF - a été financé par Cogétherm (filiale EDF) et Finergaz (filiale GDF) et l'exploitation est confiée à Someth (filiale GDF). Une des raisons de cette externalisation est liée au risque technique : les turbines LM 6000 sont "les Formule 1 des turbines" et on dispose de peu de retour d'expérience sur leur facilité de démarrage et de conduite. Mais l'usine a conservé sous son propre contrôle l'exploitation de ses deux chaudières à fuel lourd. D'abord parce que l'exploitant des turbines ne garantit contractuellement que 95% de disponibilité et qu'il fallait donc garder une structure, même allégée, permettant d'éponger les 5% éventuels de défaillance ; ensuite, parce que la durée de fonctionnement de la cogénération peut varier en fonction du prix du gaz et descendre à 3624 heures par an, ce qui impose à Péchiney de pouvoir assurer la production pendant les 5000 heures restantes.
Aluminium Péchiney juge le bilan de l'opération très positif - si tout marche bien, évidemment. Uusine va acheter la vapeur à Someth, dans le cadre d'un contrat de 12 ans, à un prix qui lui fait réaliser une économie "substantielle". De plus, les retombées environnementales sont favorables : si les rejets de NOx restent à peu près identiques, ceux de S02 et de poussières seront en diminution sensible, tout comme ceux de C02. La réduction des émissions de gaz à effet de serre est un aspect important pour Péchiney qui a signé en mai 1996 un engagement volontaire à ce sujet avec le ministère de l'Environnement pour la période 1990-2000. Jean-Paul Aghetti fait également remarquer que cette production d'électricité locale contribuera à la sécurité d'approvisionnement de la région PACA.
RENAULT À FLINS
L'usine s'équipe d'un cycle combiné
La chaufferie de l'usine Renault à Flins date des années 50. Elle com-porte encore aujourd'hui trois chau-dières charbon obsolètes, dont la ré-habilitation devait être effectuée avant 2005, et des chaudières fuel lourd dont il est impossible de traiter les fumées, faute de place. Elle produit de la vapeur à 55 bar qui ali-mente un turboalternateur, un turbo-compresseur et des turbopompes, et la vapeur détendue assure les be-soins de chaleur du process (cabines de peinture, traitements de surfa-ce, ... ) et le chauffage des locaux. Confrontés au problème, insoluble en l'état, de la pollution atmosphé-rique et à l'importance du coût prévisionnel de la réhabilitation des chaudières charbon, les responsables de l'usine se sont bien évidemment posé la question de leur remplacement. Deux solutions ont été étudiées : une chaudière neuve au gaz ou une cogénération. L'arrivée du contrat cogénération a tranché en faveur de cette dernière.
La future installation, qui doit démarrer fin 1999, comportera une turbine à gaz FRAM 6 d'Alstom de 40 MWe au nominal (4O à 44 MWe, en fait), suivie d'une chaudière de récupération avec post-combustion, l'ensemble étant capable de fournir 100 t/h de vapeur à 475°C et 65 bar. Cette vapeur continuera d’alimenter la turbine à vapeur existante, portant ainsi la puissance électrique totale à 65 MWe et constituant de ce fait un cycle combiné. La TAG fonctionne en base et en priorité pendant 360 à 4100 heures par an, suivant le climat de l'année, et les chaudières fuel existantes fourniront l'appoint pour satisfaire les besoins de vapeur qui peuvent atteindre 325 t/h en pointe. Au total, il est prévu que l'installation produise 158 GWh d'électricité et 168 GWh de chaleur par an.
Renault prend un chauffeur
"Renault est un constructeur automobile, pas un producteur d'énergie et il a fallu convaincre la direction l'intérêt économique du projet", explique Jean-Claude Lacombe, chef du service Electricité. Mais les responsables énergie de l'usine disposaient d'arguments convaincants : comparé au coût d'une chaudière gaz neuve, le surinvestissement entraîné par la cogénération présente un temps de retour prévisionnel de l'ordre de quatre ans. Et ce n'est le seul bénéfice. Claude Bernigard, qui a mené le projet, a établi le bilan environnemental de l'opération : la substitution de tout le charbon d'une partie du fuel lourd par du gaz réduira de 50% les émissions de S02 et de poussières et de 80% les rejets de NOx. "Un premier et grand pas vers la mise en conformité de l'usine', conclut-il.
Renault a confié la maîtrise d'ouvrage à Esys-Montenay (désormais Dalkia) et c'est une filiale de cette der-nière, Cogestar, qui assurera l'ex-ploitation et assumera les risques techniques, mais c'est Renault qui in-vestit, qui sera propriétaire de l'ins-tallation et qui supportera les risques financiers.
EMIN LEYDIER À CHAMPBLAIN
La première ABB GTX 100 en France dans une papeterie
La GTX 100 représente la nouvelle génération de turbines industrielles d'ABB. Il n'en existe encore qu'une seule en fonctionnement, à titre de prototype, sur un réseau de chaleur suédois. Pourquoi ce choix malgré le risque "d'essuyer les plâtres" ? C'est qu'elle présente deux avantages dé-cisifs, répond M. Cassin de Finer-gaz, le maître d'ouvrage : elle fonc-tionne à une pression de gaz à l'en-trée relativement basse, de 27 bar, ce qui évite la mise en place d'un compresseur, et avec sa chambre sèche, elle est particulièrement "pro-pre". ABB garantit en effet dans les fumées des teneurs de NOx et de CO inférieures toutes deux à 15 ppmv (soit moins de 30 mg de NOx et moins de 19 mg de CO par (n)m3 à 15% d'02). On ne fait pas mieux au-jourd'hui, même avec une injection d'eau, et ces voleurs sont nettement inférieures aux limites prévues par le projet d'arrêté relatif aux turbines et moteurs de 20 à 50 MWe.
Mais revenons au début. La papete-rie Emin Leydier, située à Champ-blain, près de Saint-Vallier (26) fa-brique du papier pour carton ondulé sur deux machines. La modification de ces dernières, fin 96, a augmenté les besoins de vapeur saturée à 16 bar qui atteignent désormais 125 à 150 t/h et la chaudière mixte fuel--gaz existante se révèle un peu juste. "L'arrivée simultanée du nouveau contrat d'achat a été une conjonctu-re favorable qui nous a conduits à penser à une cogénération afin de réduire nos coûts'. raconte Henri Pélisson, directeur des Travaux. Il faut dire que l'énergie est le deuxiè-me poste de dépenses de la papeterie après la matière première et qu'elle représente 15% du chiffre d'affaires. Mais si la vapeur est au coeur du pro-cédé, la produire n'est pas le coeur du métier et la papeterie décide du même coup d'externaliser la totalité de ses équipements de production thermique, existants et futurs.
C'est donc Finergaz, filiale de GDF qui finance l'opération (environ 155 MF au total) au travers d'une filiale à 100%, la Société de Cogénération de Champblain, créée à cet effet. La maîtrise d’oeuvre a été confiée à Gaz Energie Engineering (GEE), fi-liale de GDF qui regroupe la bran-che cogénération de Dantot Rogeat et Cogéplus, filiale de Sofrégaz, qui disparaît. Et c'est une autre filiale de GDF, la Someth, qui exploitera les deux chaufferies. La nouvelle, qui fonctionnera en priorité pendant 8000 heures par an, comportera la turbine ABB suivie d'une chaudière Stein de récupération équipée d'une post-combustion capable de produire 100 t/h de vapeur saturée à 16 bar, ainsi qu'une petite chaudière gaz d'appoint de 25 t/h, également four-nie par Stein. Au-delà de ces 125 t/h, les besoins de vapeur seront satisfaits par la chaudière la plus performante de la chaufferie existante.
La nouvelle chaufferie se construit sur un terrain prêté par la papeterie à la Société de Cogénération de Champ-lain. Elle doit être mise en service le 1er novembre 1999 et, avec l'ap-point de l'ancienne chaudière, con-sommera 1,2 TWh de gaz pour as-surer une production moyenne de 150 t/h de vapeur. Celle-ci sera achetée par la papeterie à prix convenu dans le cadre d'un contrat de 12 ans. Un prix qui dégage pour l'usine "une économie significative", d'après Henri Pélisson.
Ajoutons que la même opération, avec le même type de turbine et tou-jours financée par Finergaz, est en projet à la papeterie Ario Wiggins à Bessé-sur-Braye (72).
ISOROY À USSEL
Une cogénération parfaitement intégrée à l'outil de production
Toute la chaleur est utilisée pour le séchage, toute l'électricité est autocon-sommée : la cogénération installée chez Isoroy à Ussel présente un ren-dement global et un rendement élec-trique équivalent plus qu'exception-nels. D'ailleurs, M. Foriel, directeur des Achats et de l'Environnement au niveau de la holding d' Isoroy, insiste bien sur ce point : "La cogénération installée dans notre usine d’Ussel n'est pas une question d'opportunis-me tarifaire. C'est un investissement industriel qui répond à notre besoin d'accroître la capacité de produc-tion". L'usine d'Ussel, en Corrèze, qui produit des panneaux de fibres de bois de moyenne densité (MDF) depuis le début des années 90, en est effet déjà à sa deuxième exten-sion afin d'atteindre la taille critique de rentabilité. En 1996, la longueur de la presse est passée de 18 à 23 mètres, ce qui a porté la production annuelle à 100 000 m3. Le 1er janvier prochain, nouveau rallongement à 29 mètres, accompagné d'un élargissement, pour viser une production de 130 000 m3/an.
Mais d'abord un mot sur le procédé, très linéaire, de fabrication. Le bois arrive à l'usine sous forme de billons, stockés à l'air libre. Il est ensuite haché en plaquettes qui, mélangées à de la vapeur, passent dans le défibreur. Les fibres obtenues sont injectées en même temps que la résine à très haute vitesse dans le séchoir, alimenté par 200 000 m3/h d'air porté à 180'C par des batteries vapeur. La fibre encollée est alors mise en forme par pressage, suivi d'une cuisson et d'un ponçage. La fourniture d'énergie thermique est assurée par deux chaudières, l'une alimentée au gaz produit du fluide thermique pour le chauffage de la presse, l'autre de la vapeur 18 bar pour le chauffage du séchoir et du cuiseur avant défibreur ; cette dernière brûle du bois en base (déchets de ponçage, essentiellement) et du gaz en appoint, surtout l'hiver, quand l'air extérieur est plus froid et le bois plus humide. Le site consomme 80 GWh/an de gaz naturel, dont 30% dans la chaudière à fluide thermique et le reste dans la chaudière vapeur.
Le choix d'un moteur lent
Le problème, c'est que la première augmentation de production a saturé la chaudière bois-gaz qui, de ce fait, a du mal à " passer les hivers ". La solution d'une grosse chaudière neuve à déchets de bois est vite écartée : un investissement de 45 MF, associé à des contraintes environnementales importantes, ne peut pas se justifier pour une augmentation de production de 30%. Le projet de "rentabiliser" cette grosse chaudière à l'aide d'une turbine à vapeur est lui aussi abandonné (trop cher, trop peu rentable). Mais l'idée de cogénération fait son chemin et, l'étude menée par l'ingénierie du groupe JP. Fauché aidant, la décision est finalement prise de calibrer cette cogénération sur le différentiel de besoin de chaleur entre l'été et l'hiver, soit environ 5 MW thermiques. En principe, sauf cas exceptionnel, la chaudière ne devrait plus consommer que du bois.
Il restait à trouver la bonne machine. Une turbine à gaz de cette taille n'offrant pas un rendement suffisant, le choix s'oriente vers un moteur à gaz, mais avec les modèles classiques, les fumées ne sortent qu'à 350°C, température trop basse pour l'utilisation visée. Finalement, le groupe P. Fauché trouve dans la gomme de l'un de ses principaux fournisseurs un moteur lent (1000 tr/min), qui produit des fumées à 530'C. Ce sera le deuxième de ce type installé en France. Ce moteur de marque MWM, développé en collaboration avec General Electric (pour les locomotives), délivre une puissance élec trique de 3,2 MW et une puissance thermique de 4,5 à 5 MW, pour une consommation de 9 MW PCI. C'est un modèle TBG 632 de 271 1 de cylindrée (16 cylindres en V), qui pèse 45 tonnes environ avec son alternateur, ce qui a posé quelques problèmes de transport sur les petites routes de la Corrèze. Il possède deux avantages supplémentaires par rapport à un moteur habituel à 1500 tr/min : une durée de vie plus longue (la première révision majeure ne doit intervenir qu'au bout de 60 000 heures) et une maintenance réduite.
Toute la chaleur récupérée
L'intégration thermique est tout à fait remarquable, puisque toute la chaleur disponible est utilisée dans le séchoir. La chaleur récupérée sur le circuit d'eau basse température (40°C, 200 kW) préchauffe d'environ 5°C l'air extérieur de séchage dans une première batterie ; celle récupérée sur le circuit d'huile et d'eau haute température (80°C, 1450 kW) réchauffe cet air d'encore 20 à 30°C dans une seconde batterie. Quant aux fumées (20 000 kg/h à 530 540°C), elles sont envoyées directement à l'entrée du séchoir où elles portent la température des 200 000 m3/h d'air de séchage à 90-1 00°C. A l'origine, le groupe JP. Fauché avait prévu d'installer un échangeur intermédiaire, mais l'industriel a jugé qu'avec la dilution de 1 à 10 des fumées dans l'air, la présence des imbrûlés et des NOx ne pouvait avoir aucun effet sur le produit et il a décidé de le supprimer - ce qui améliore encore le rendement. Le séchoir a gardé ses trois batteries vapeur qui permettent de porter la température de l'air au point de consigne (180°C) et de réguler le fonctionnement.
Quant à l'électricité produite, 3,2 MW pendant 5088 heures par an (au minimum), elle est entièrement revendue à EDF en HTB, dans le cadre du contrat d'achat cogénération. En fait, il s'agit d'une fourniture vendue mais non livrée car les électrons ne devraient pas sortir du réseau HTA de l'usine sur lequel l'installation est branchée, puisque la puissance souscrite du site est de 5 MW. Mais le raccordement au réseau HTB d'EDF a été réalisé, avec toutes les protections requises, et le courant pourra lui être délivré si jamais la puissance appelée par l'usine baissait en dessous de 3,2 MW (en cas de panne, par exemple). M. Foriel, comme Stéphane Gilet de JP. Fauché, se plaisent à préciser que les négociations du contrat et des conditions de raccordement avec EDF Transport Midi Pyrénées se sont très bien passées.
Bilan énergétique et financier
Le résultat, du point de vue énergétique, est remarquable. Le rendement global côtoie les 88% et le rendement électrique équivalent est proche de 82%. D'un point de vue économique, ce n'est pas mal non plus, grâce à la valorisation complète de l'énergie thermique, à un coût de maintenance inférieur de 30% à ce qu'il aurait été avec un moteur rapide, au plafonnement de la taxe professionnelle qui annule l'impact fiscal de l'investissement et à un prix du gaz négocié avec GDF à moins de 7 c/kWh PCS. Bref, Isoroy estime que son investissement de 16 MF, entièrement autofinancé afin de reste maître des conditions d'exploitation sera remboursé en quatre ans. Et encore précise M. Foriel, ce calcul ne tient pas compte du fait que la cogénération évite à l'entreprise l'achat d'une chaudière neuve qui, en outre n'aurait été utilisée qu'à charge partielle au début, en attendant que le marché, et donc la production, se développe. Or, ce marché, celui de supports pour parquets mélaminés, est en train "d'exploser" et il s'agit pour Isoroy d'y prendre position le plus vite possible - ce à quoi la cogénération contribuera en abaissant le coûts de production.
Si tout se passe comme prévu, l'installation doit démarrer le 1er janvier prochain, en même temps que la nouvelle presse allongée et élargie (un investissement de 35 MF). Isoroy semble avoir été conquis par la cogénération. Un thermicien de JP. Fauché a fait le tour des 14 usines de la société pour détecter les opportunités et il devrait y avoir deux autres cogénérations installées d'ici deux ans. Les projets ont été étudiés, les agréments des DRIRE obtenus et les demandes de raccordements faites.
Incidemment, on ne peut plus rencontrer un industriel de taille moyenne sans lui demander s'il sera ou non consommateur éligible. Plusieurs usines d'Isoroy le seront effectivement en 2002 et M. Foriel réfléchit déjà ce qu'il pourra faire à cette date. Il indique d'ailleurs que dans l'attente de la prochaine libéralisation, la maison-mère allemande a déjà pris contact avec EDF...
LAND ROVER À SOLIHULL
Une cogénération industrielle...décentralisée
Décentralisée, la cogénération l'est par nature. Mais chez Land Rover au Royaume-Uni, elle l'est doublement : 8 MW au total, répartis en dix unités de 800 kW disséminées dans l'usine. Etonnant, non ? Et pourtant rentable.
C'est à Solihull, dans les West Midlands, que Land Rover produit ses fameux 4x,4. Une usine de 120 hectares qui, en 1993, consommait 8,2 M£ d'énergie, dont 5,5 M£ pour l'électricité et le reste pour la production d'eau chaude en chaudières. Décidé à réduire sa facture énergétique, Land Rover a d'abord étudié la solution d'une cogénération par turbine à gaz, mais le projet s'est révélé non rentable. Une étude complémentaire a conduit à une formule originale de petites unités de cogénération réparties dans l'usine au plus près des besoins thermiques. Pour financer l'opération, elle s'est adressée à Nedalo Ltd qui lui a proposé un contrat "Optima Energy Scheme".
Ce type de contrat se caractérise par sa souplesse extrême, afin de s'adapter aux besoins spécifiques du clients. Dans le cas présent, Land Rover n'a rien dépensé ; mais il s'est engagé pour 10 ans à fournir le gaz et à racheter l'électricité à un prix fixé. En retour, Nedalo a réalisé l'investissement, assure l'exploitation et la maintenance et fournit l'eau chaude gratuitement à l'usine. L'installation a été dimensionnée en fonction des besoins de chaleur de l'usine à moyen et bas niveau de température.
Chacun des dix moteurs de 800 kW est équipé d'une double récupération de chaleur : l'une sur les gaz d'échappement pour produire de l'eau surchauffée à 154-1 65'C par l'intermédiaire d'une chaudière de récupération ; l'autre sur le système de refroidissement du moteur pour produire de l'eau chaude à 78'C. L'eau surchauffée est utilisée dans le procédé à différentes fonctions, par exemple pour le lavage et le dégraissage de certains composants mécaniques ou pour maintenir la peinture en température en amont des cabines de projection. L'eau chaude, elle, sert au chauffage des locaux.
Huit moteurs ont été installés à l'intérieur des chaufferies existantes, ou à proximité immédiate. Les deux autres, montés en conteneurs insonorisés et étanches, ont été placés près des zones réclamant de la chaleur à moyenne et basse température. Ces dix moteurs fonctionnent indépendamment l'un de l'autre et ils produisent de l'électricité à 415 V, relevée à 11 kV avant d'être injectée dans le réseau interne de l'usine.
Réduction de facture et de pollution
Le démarrage a eu lieu en février 1995. Il était prévu au départ d'arrêter du samedi midi au lundi matin chaque semaine et toutes les nuits pendant les sept mois de l'été tarifaire, ce qui donnait une durée de fonctionnement annuelle de,4900 heures chacun, avec une disponibilité prévisionnelle de 90%. Mais entre temps, l'usine a modifié son régime de travail, certains ateliers passant en 3x8, ce qui a conduit à allonger la durée de fonctionnement des moteurs. En 1996, cette durée s'est élevée en moyenne à 6 643 heures, et chaque moteur a délivré en moyenne 737 kW, soit 92% de sa puissance nominale ISO.
Dans ces conditions de fonctionnement, l'installation de cogénération réduit la facture énergétique de 1,391 M£ par an. On peut calculer, en tenant compte des 220 000 £/an de frais d'exploitation, que l'investissement de 6,5 M£ aurait été remboursé en 5,5 ans si l'usine avait investi elle-même. Un temps de retour qu'on peut juger raisonnable, mais qui n'est peut-être pas assez attractif pour un industriel de la mécanique qui a bien d'autres investissements plus stratégiques à faire. D'où le recours à un tiers investisseur qui, bien sûr, empoche une partie du gain réalisé. Mais la part restant à l'usine a paru suffisamment intéressante pour que Land Rover décide d'installer cinq moteurs supplémentaires. Au total, l'opération se traduit aujourd'hui pour l'usine par une économie de 450 000 £ par an et elle a été dupliquée dans une autre grande usine du groupe, à Cowley. Elle procure également un bénéfice environnemental significatif, puisque l'usine de Solihuli a vu ses rejets de C02 diminuer de 51 % (30 000 Van de moins) et que ses émissions d'oxyde de soufre ont disparu en raison de son passage complet au gaz.
THERMINAL MÉHANIER DE ZEEBRUGGECentrale de cogénération avec turbine à gaz et échangeur massique à condensation
Le terminal méthanier de Zeebrugge en Belgique maintient un stock de 260.000 m3 de gaz naturel à l’état liquide à une température de - 1 62'C alimenté en permanence par deux méthaniers en provenance d'Algérie.
Ce gaz liquide est transféré à une pression de 90 bar vers une unité de gazéification avant d'être envoyé sous forme gazeuse à 80 bar dans le réseau de distribution de DISTRIGAZ. Le gaz ainsi mis à disposition représente environ 30% de la consommation de gaz en Belgique.
Jusqu'en 1996, la gazéification était effectuée dans des vaporisateurs équipés de brûleurs à combustion submergée à haut rendement (110% sur PCI) et la consommation de gaz pour le réchauffage correspondait environ à 1,25% de la production, soit près de 55 millions de m3 /an.
Le projet de cogénération
En 1992, DISTRIGAZ, distributeur de gaz, et ELECTRABEL, producteur d'électricité belge, ont projeté de créer dans le cadre d'un partenariat une centrale de cogénération avec une turbine à gaz de 40 MW permettant, grâce à un rendement de production électrique élevé de 38,5% et une nouvelle technique de récupération de chaleur, de mieux rentabiliser l'énergie consommée en gaz.
La puissance de 40 MW électrique de la turbine a été définie prioritairement en fonction des besoins thermiques de gazéification du terminal, qui s'élèvent à 250 Gi/h, soit 70 MW.
Les coûts d'investissement pour cette réalisation ont été supportés respectivement par DISTRIGAZ et ELECTRABEL. Pour ELECTRABEL, qui dispose entièrement de la production électrique fournie, le montant de l'investissement a été calculé par rapport au coût de production du kWh en équivalence avec celui d'un cycle combiné pris en référence dans le calcul de rentabilité.
La conception de cette centrale a été confiée au cabinet d'ingénierie de TRACTEBEL-INDUSTRIE, et sa construction à l'entreprise FABRICOM S.A., deux sociétés faisant partie du groupe TRACTEBEL. L'installation démarrée en janvier 1996 a été mise en service le 16 décembre 1996.
Description de l'unité de cogénération
L'unité de cogénération raccordée au niveau thermique à la station de gazéification est relativement simple dans sa conception. Elle se compose des éléments principaux suivants :
* Un groupe turboalternateur installé en caisson outdoor équipé d'une turbine à gaz Solar LM 6000 à chambre sèche d'une puissance électrique de 42 MW avec un rendement de 38,5 %, délivrant en moyenne 440.000 kg/h de gaz chauds à 480 OC avec une capacité thermique en chaleur sensible égale à 65 MW.
* Une ligne d'échappement avec
- Un silencieux réduisant le niveau de bruit en sortie de turbine 145/150 dB(A) à 85 dB(A) selon les fréquences à un mètre du caisson (43 dB(A) à 200 m);
- un by-pass de fumées constitué par un diverter d'une section de 3,0x3,0m avec une étanchéité de 99,95%, fonctionnant en tout ou rien ou en régulation de débit ;
- les compensateurs, les supports et les formes métalliques de raccordement;
- une cheminée de 16,5 m de hauteur avec un diamètre de 3,3 m.
* Une tour de récupération de chaleur - 19,,4 m de hauteur et 7,4 m de diamètre - avec un échangeur massique constitué par un "packing" métallique structuré assurant un échange direct entre 350.000m3 de fumées à 480 OC et 2.500 m3/h d'eau vaporisée à 15'C.
Les caractéristiques d'écoulement des gaz chauds à l'entrée de la tour constituent un élément très important qui a été pris en considération dans la réalisation pour assurer le bon fonctionnement du système.
La répartition de l'eau vaporisée à deux niveaux et les quantités réparties sont déterminantes dans ce process :
1 - Une première partie de 200 m3 est vaporisée par des diffuseurs directement à l'entrée des fumées dans la tour, abaissant leur température de 480 OC à environ 65'C. Au cours de cet échange les fumées se saturent en eau.
Compte tenu de l'excès d'air important et du taux d'oxygène restant encore élevé dans les rejets de combustion de la turbine, le point de rosée situé autour de 400C s'élève sensiblement et dépasse 50°C, élargissant ainsi la plage de condensation.
2 - L'autre partie, la plus importante (2.300 m3/h), est vaporisée à 15 OC au-dessus des fumées en sortie de l'échangeur. Au contact de l'eau froide, les fumées condensent à la température du point de rosée et restituent en énergie latente un apport thermique supplémentaire de plus de 7 MW .
La température des fumées à la sortie de la cheminée est alors de 16 °C,soit 1°C au-dessus de la température d'entrée d'eau froide. L'eau vapori-sée, à laquelle s'ajoutent 14 m3 de condensats, est récupérée à une tem-pérature de 40°C pour être envoyée vers la station de gazéification du gaz naturel liquide. Le rendement thermique global de l'installation atteint ainsi 107% sur PCI.
* Les équipements auxiliaires : pompes, organes de régulation et de contrôle pour le raccordement sur l'échangeur du groupe de vaporisa-teurs de GNL.
BILANS ÉNERGÉTIQUES COMPARÉS:
Grâce à la récupération supplémen-taire de la chaleur latente obtenue dans la tour par l'humidification des fumées et une condensation accrue sur une plage étendue des basses tem-pératures, l'économie d'énergie réali-sée avec ce système de cogénération par rapport à une production d'éner-gie séparée est de l'ordre de 28%.
PROTECTION DE L'ENVIRONNEMENT :Les mesures d'émission de NO et de CO montrent que les limites fixées res-pectivement à 25 et 15% O2 n'ont pas été dépassées. Les valeurs d'émis-sions comparées à celles obtenues précédemment par l'utilisation de brûleurs immergés sont les suivantes :
Gaz CO2
Brûleurs (t/an) 86380
Cogén (t/an) 28360
Taux de réduction 3
Gaz Nox
Bruleurs(t/an) 233
Cogén (t/an) 23
Taux de réduction 10
Gaz CO
Bruleurs (t/an) 43.6
Cogén (t/an) 11
Taux de réduction : 4
Ces résultats, ajoutés au fait que les rejets de fumées sont effectués à une température de 16 'C, indiquent que ce mode de production d'énergie électrique et thermique est particuliè-rement favorable à l'environnement.
CONCLUSIONS
Les tours de récupération de chaleur à échange massique permet d'obtenir un rendement thermique jusqu'à 108 % sur PCI avec des valeurs très faibles d'émissions nocives pour l'environnement devraient trouver d'autres applications dans le domaine de la cogénération. Le choix de ce système, susceptible d'être appliqué le cas échéant à des quantités partielles de fumées, nécessite la présence de circuits de chaleur à basse température.
La rentabilité de l'investissement, en raison du coût élevé des équipements protégés contre la corrosion dépend essentiellement de la période annuelle d'exploitation, du coût des énergies et de la valorisation de la chaleur "gratuite" fournie par cogénération.
Article paru dans ENERGIE PLUS 217 DU 15 décembre 1998
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