Projet

Notre étude de faisabilité d'une STEP marine en Haute-Normandie s'est découpée en trois axes : l'étude technique, l'étude environnementale et sociale ainsi que l'analyse de cycle de vie et rentabilité de la STEP. La présentation de notre projet sur le site est distincte de notre organisation par binômes. Ainsi, plusieurs binômes ont collaboré à la rédaction de mêmes pages. En effet, nous avons voulu privilégier la cohérence et la compréhension de la démarche et des résultats.

Etude technique

La première partie de ce projet est l'étude technique. L'intégration au réseau et l'emplacement du bassin ont été étudiés dans un premier temps afin de choisir les caractéristiques principales de la STEP marine, comme sa puissance et sa capacité de stockage. A partir de ces données, le dimensionnement des conduites forcées et des turbines a été effectué avec pour objectif de rendre l'installation la plus efficace et la plus durable possible. Ensuite, une étude sur les matériaux a été menée afin de répondre aux contraintes induites par une STEP marine, i.e. principalement de résister à l'érosion de l'eau salée. Enfin dans une dernière partie, une étude des solutions pour garantir l'étanchéité du bassin a été réalisée afin de minimiser les pertes et les impacts environnementaux.

Intégration au réseau

Le but de cette étude est de déterminer l’intégration de la STEP marine au réseau électrique français et doit permettre de déterminer la puissance et l’énergie stockée que la STEP marine devra être capable d’atteindre. Ces critères seront déterminants dans notre projet et seront des critères de dimensionnement pour le binôme 2. Toutefois, l’énergie stockée dépendra également de l’espace disponible sur le site, puisque qu'elle correspond grossièrement au volume d’eau stockée. Ces critères seront réexaminés une fois que le coût global de ce projet aura été déterminé.

Cette étude permettra également de réaffirmer l’utilité et les avantages que peut représenter une STEP marine. En effet, le contexte énergétique français actuel entraîne un besoin fort en stockage d’énergie et ce besoin devrait être de plus en plus fort dans les années à venir. Ceci s’explique par une demande croissante en électricité, notamment lors des pointes de consommation, et par une volonté socio-politique de se tourner vers les énergies vertes qui sont par nature intermittentes.

L’électricité est une énergie qui ne se stocke pas en grande quantité à la différence des énergies primaires comme le gaz, le pétrole ou le charbon. Il est cependant possible de convertir l’électricité en d’autres sortes d’énergies intermédiaires et stockables comme l’énergie chimique, thermique, cinétique et potentielle. Ce principe de conversion de l’électricité en énergie potentielle est repris dans le principe de la STEP marine. Cette méthode de stockage possède un rendement énergétique assez élevé ($\frac{Puissance\ électrique\ reçue}{Puissance\ électrique\ fournie}\thickapprox 80\%$ sur une STEP classique) et permet une disponibilité rapide et éventuellement flexible (cela dépend du nombre de groupe turbine-pompe installé) de forte puissance électrique. En effet, une STEP délivre sa puissance maximale en 30 min maximum si une inversion de mode (turbine vers pompe ou pompe vers turbine) est nécessaire, 2 min sinon. La particularité d’une STEP marine est de s’affranchir de problème de ressource en eau du bassin inférieur pouvant survenir sur une STEP classique puisque le bassin inférieur est la mer.

Ainsi, les objectifs principaux soulevés par ce projet sont de pouvoir répondre au problème du développement des énergies intermittentes comme l’éolien ou le solaire et d’apporter des moyens supplémentaires au réseau pour répondre aux pics de demande. Le site retenu étant sur la commune d’Élétot en Haute-Normandie, l’intégration au réseau doit tenir compte de cette position géographique. Pour rappel, ce site a été choisi pour sa proximité avec la centrale nucléaire de Paluel et avec les champs éoliens off-shore en projet au large des côtes Normandes (voir choix du site).

Cette étude d’intégration au réseau de notre projet de STEP marine consiste, tout d’abord, à étudier la faisabilité du raccordement de la STEP marine au réseau haute tension français. Ensuite, le projet de champ éolien off-shore au large des côtes normandes sera étudié pour évaluer les besoins en stockage pour ces nouvelles sources d’énergie intermittente. Enfin, une étude sur les pics de demande sur le réseau et leur prévision sera menée afin de déterminer le manque de moyen pour répondre à ces pointes éventuellement nécessaires compte-tenu de la position géographique du site.

 

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Raccordement au réseau électrique français

Le réseau électrique français est composé de plusieurs lignes que l’on distingue selon leurs fonctions. Le réseau de transport composé de lignes à haute tension (400 kV) a pour but de relier les grands centres de production aux régions consommatrices d’électricité, et est géré en France par RTE (Réseau de Transport d'Electricité, entreprise française qui gère le réseau public d'électricité en France métropolitaine). C’est également ce réseau qui permet les interconnexions avec les pays voisins de la France (Belgique, Allemagne, Suisse, Italie, Espagne et Royaume-Uni). D’autres lignes de plus faibles tensions (225, 90 et 63 kV), gérées également par RTE, permettent une répartition régionale jusqu’aux réseaux de distribution à moyenne tension (20 kV), ainsi qu’aux grandes industries. Ces réseaux de distribution moyenne tension et les réseaux de basse tension sont eux gérés par ErDF, et assurent le raccordement aux particuliers, entreprises et autres industries.

Dans le cadre d’un projet de STEP marine de plusieurs centaines de mégawatts, le raccordement doit se faire au réseau de transport de lignes à haute tension 400 kV permettant de minimiser les pertes en lignes. Elles sont proportionnelles au carré de l’intensité en ligne, intensité électrique qui pour une puissance donnée sera d’autant plus faible que la tension électrique est élevée:

$$p=rt I^{2}$$
p: perte de la ligne en watt
rt: résistance totale de la ligne en ohm
I: l'intensité électrique en ampère
$$P=V I$$
P: puissance électrique transportée en watt
V: tension électrique en volt

Le site d'Élétot a été choisi en partie pour sa proximité avec le centre nucléaire de production électrique de Paluel (17,4 km de distance) qui est évidemment raccordé à ce réseau 400 kV. Ainsi, le raccordement ne devrait pas être trop coûteux pour RTE à qui revient la charge de raccorder les moyens de production. Le producteur contribue également en partie au financement de raccordement et cela sera également un avantage pour lui.

Participation du producteur aux frais de raccordement RTE

Une autre question soulevée par l’introduction sur le réseau de plusieurs centaines de mégawatts, est la capacité de ce réseau à absorber cette puissance supplémentaire. La carte des potentiels de raccordement 400 kV pour la France ci-dessous indique le volume en file d’attente de raccordement et le potentiel de raccordement pour 26 zones. Ces zones ont été découpées selon des frontières sur lesquelles se trouvent les ouvrages du réseau les plus sensibles à une arrivée de production sur le territoire français et dont la capacité de transit serait dépassée en cas d’arrivée massive de production. Pour la zone de raccordement correspondant au site retenu pour le projet de STEP marine, le volume en file d’attente est de 1 250 MW (projet éolien offshore) et le potentiel de raccordement additionnel est de 2 000 MW (ce potentiel prend en compte le volume en file d’attente). Ainsi, un potentiel de 2 000 MW de raccordement est à priori envisageable sans nécessiter de renforcement du réseau préalable ce qui est très suffisant pour le projet de STEP marine.

 

Carte de France représentant les potentiels de raccordement au réseau 400 kV
 
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Projets de champs éoliens offshore

Parmi toutes les énergies renouvelables, l’énergie éolienne est l’une des plus intéressantes actuellement en France, notre pays disposant de gisements importants et bien répartis géographiquement. De plus, la technologie éolienne s’est fortement développée depuis plus de 20 ans puisque des pays comme le Danemark ou l’Allemagne se sont massivement tournés vers l’énergie éolienne, notamment, en ce qui concerne ce dernier, pour sortir du nucléaire. Cependant, plusieurs obstacles s’opposent au développement massif de l’éolien. Tout d’abord, le coût du mégawatt produit est l’un des plus élevés parmi les différents moyens de production électriques ce qui rend l’éolien peu rentable. Toutefois parmi les énergies renouvelables (hors hydroélectricité), c’est l’énergie la plus compétitive. Cette rentabilité faible s’explique par la prédiction difficile du vent et par l’intermittence de cette énergie, avec une production pendant un tiers de l’année pour les meilleurs gisements. D’autre part, les pollutions visuelle et sonore représentent également un frein.

Deux types d’éolien sont à distinguer : l’éolien onshore et l’éolien offshore. Pour le premier type, il s’agit d’énergie éolienne produite exclusivement sur terre par opposition au deuxième type dont la production se fait en mer, le plus souvent au large des côtes. L’éolien onshore s’est bien développé en France grâce à différentes actions incitatives et ce même s'il reste encore de nombreux gisements encore inexploités. En revanche, l’éolien offshore est encore inexploité à l’heure actuelle, alors que la France possède théoriquement le deuxième potentiel européen (après le Royaume-Uni) avec une estimation de 40 GW de puissance potentielle. L’éolien offshore permet en outre de produire plus et plus souvent que l’éolien onshore, puisque les vents en mer sont plus puissants et plus constants que sur terre. Ainsi, le facteur de charge, qui est le rapport entre l’énergie électrique effectivement produite sur une période donnée et l’énergie qu’elle aurait produit si elle avait fonctionné à sa puissance nominale durant la même période (souvent l’année), est en moyenne d’environ 35 % pour l’éolien offshore contre environ 20 % pour l’éolien onshore. En outre, les problèmes de pollutions visuelle et sonore sont beaucoup moins importants voire nulles avec l’éolien offshore, puisque les éoliennes sont installées au large (distance des côtes supérieure à 10 km).

À gauche: Carte des gisements éoliens en mer autour de l'Europe (Source : windatlas)
À droite: Carte des potentiels éoliens en France (Source : sylvidra)

En revanche, les coûts de construction et d’entretien sont plus importants pour l’éolien off-shore. Ainsi, seuls des investissements publics ont pu conduire à l’aboutissement de projet éolien offshore en France. En effet, un appel d’offre sur 5 parcs éoliens offshore, au large des côtes normandes, bretonnes et vendéennes, a été lancé en 2011 avec un objectif de puissance de 2 000 à 3 000 MW. Ils ont été attribués en 2012 pour 4 d’entre eux à deux consortium : Saint-Nazaire, Courseulles-sur-Mer et Fécamp pour le consortium EDF EN (Energies Nouvelles), Alstom et Dong Energy (électricien danois spécialisé entre autres dans l’éolien), et Saint-Brieuc au consortium Iberdrola Renovables (électricien espagnol spécialisé dans l’éolien) et AREVA. Le dernier champ du Tréport n’a pas été attribué. Ainsi, c’est environ 2000 MW d’énergie intermittente qui devront être intégrés au réseau national d’ici 2020. De plus, un deuxième appel d’offre a été lancé début 2013 portant sur le champ du Tréport et un nouveau champ au large de l’Ile de Noirmoutier (Vendée). Ce nouvel appel d'offre devrait rajouter 1 000 MW d’énergie intermittente à ce total.

Carte des appels d'offres attribués le 6 avril 2012

Le problème de l’intégration au réseau de ces énergies intermittentes va se poser pour RTE. En Allemagne et au Danemark ce problème a été en partie résolu par la construction de plusieurs centrales électriques à combustible fossile (charbon, gaz) venant en soutien de l’éolien lorsque celui-ci ne peut produire. Cette solution va à l’encontre de la volonté de produire l’électricité d’une manière plus respectueuse de l’environnement, puisque ces centrales produisent des gaz à effet de serre et compensent donc largement les bienfaits apportés par l’éolien.

Une solution à ce problème d’intermittence est de stocker l’énergie en masse. Le principal intérêt d’une STEP est de stocker l’énergie rapidement sans trop de perte. Cette capacité de stockage rapide est très intéressante pour pouvoir « lisser » l’intermittence des énergies renouvelables. En effet, l’intérêt du stockage en masse de l’énergie est double puisque cela permet d’une part, de compenser les moyens de production intermittents lors de périodes où ils ne peuvent produire ; d’autre part, cela permet de conserver l’énergie produite par ces moyens de production intermittents lorsque la demande est inférieure à la production ou lorsque cette production n'a pas été prévue.

Il n'est pas envisageable de fixer pour le projet de STEP marine une puissance cible permettant d'absorber la puissance cumulée de l'ensemble des projets éoliens offshore. En effet, cela aboutirait à une puissance comprise entre 2 et 3 GW ce qui, pour une chute d'environ 100 m, est surdimensionné. En revanche, il est possible de dimensionner cette puissance cible pour le parc éolien de Fécamp qui est proche du site retenu pour notre projet de STEP marine. Ainsi, une puissance de 500 MW au minimum serait intéressante et permettrait d'absorber si besoin l'intégralité de la puissance nominale du parc éolien offshore de Fécamp. Par ailleurs, cette puissance de stockage permettrait de contribuer de manière significative au lissage des énergies intermittentes globales du réseau.

 

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Définition de la pointe de consommation électrique

Un pic ou une pointe de consommation d’électricité est un court moment durant lequel la consommation en électricité est la plus importante. Il y a plusieurs types de pointes, car elle dépend de la durée d’observation, ainsi que de la zone géographique.

Il y a tout d’abord la pointe journalière. Ce type de pointe dépend de la saison. Lors de l’hiver, une pointe est généralement observée autour de 19 h. Elle peut être expliquée par le retour du travail et la mise en route de nombreux appareils électriques tels que l’éclairage, le chauffage, la télévision, l’ordinateur, la cuisinière, etc. Une autre pointe est observée, moins importante que celle du soir, le matin à l’ouverture des commerces, des bureaux et au démarrage des industries. Pour ce qui est de la période estivale, la pointe est plutôt observée autour de 13 h.

L'amplitude de ces pointes est différente selon les jours de la semaine. En effet, la consommation est moindre les week-ends car moins d’industries fonctionnent et la plupart des bureaux sont fermés.

La durée de cette pointe est plutôt courte, de l’ordre de quelques heures. Elle nécessite néanmoins la plupart du temps le démarrage de moyens de production d’électricité de pointe ayant la capacité de produire rapidement et en masse. Il s’agit des centrales à fioul, des TAC (Turbines À Combustion), des centrales hydrauliques à éclusée (si les réserves en eau sont suffisantes) et des STEP.

Consommation d'électricité française lors d'une journée d'hiver

Un autre type de pointe est la pointe saisonnière. Elle est caractérisée par une augmentation importante de la consommation électrique pendant les périodes de grand froid. En France, elle est particulièrement importante en raison de l’utilisation massive de l’électricité pour le chauffage domestique. C’est pourquoi il est reconnu que la consommation électrique française est sensible à la température.

La forte consommation d’électricité pendant ces périodes de grand froid rend les variations journalières négligeables, car souvent elle se prolonge dans le temps. Des moyens de production différents sont donc nécessaires pour ces pointes saisonnières. Il s’agit des centrales à charbon et au gaz. Ces centrales mettent plus de temps à démarrer que les moyens de production de pointe mais produisent sur de plus longues périodes. Avec des puissances plus faibles, elles permettent de mieux ajuster la production que les centrales nucléaires.

Des pointes extrêmement critiques sont relevées lorsque les pointes journalière et saisonnière se superposent: les records de consommation sont souvent atteints à ces moments précis. Il est alors nécessaire d’utiliser la plupart des moyens de production disponibles pour éviter le « blackout » (panne de courant générale).

Consommation électrique en France sur une année
​(source : lemoniteur.fr)

Une métaphore intéressante est utilisée dans le rapport Poignant-Sido pour bien comprendre comment interagissent les différentes échelles de variation : « on peut assimiler les variations saisonnières aux mouvements de marée et les pointes journalières aux vagues ».

Les pointes locales sont le dernier type de pics observés sur les réseaux de distribution. Elles correspondent souvent à des modes de vies régionaux et peuvent donc être indépendantes des pointes journalières nationales. Elles ont un caractère aléatoire, car elles peuvent être observées sans qu’il n’y ait de déséquilibre entre la production et la consommation sur le réseau de distribution national. Les solutions sont un bon dimensionnement du réseau pour qu’il permette un bon acheminement, mais surtout une meilleure répartition géographique des moyens de production, c’est-à-dire implanter des outils de production ou de stockage à proximité des lieux de consommation. C’est sur ce point que le développement de STEP est très intéressant, car une telle installation permet à la fois de stocker de l’énergie, mais aussi de dépanner rapidement un réseau défaillant.

 

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Prévision des pointes

De nombreux paramètres influencent avec divers degrés la consommation d’électricité. Dans un premier temps une présentation de ces grandeurs agissant sur la prévision de la consommation d’énergie sera faite, puis une explication de la prévision de l’évolution des pointes sera détaillée.

Le plus important de ces paramètres est la météorologie : l’évolution des conditions météorologiques, notamment la température et la nébulosité, contribue aux variations annuelles de la consommation, ainsi qu’aux pointes saisonnières. RTE travaille avec Météo France afin de prévoir les températures dans les heures et les jours à venir dans plusieurs points repères. Quand il fait chaud l’été, on note une augmentation de consommation à cause des climatisations, et l’hiver, quand il fait froid, on note le même effet à cause du chauffage électrique qui est très répandu en France. Par exemple, en hiver, pour une variation moyenne d’un degré Celsius sur l’ensemble du territoire, une augmentation de consommation 2 100 MW est généralement observée. En été, pour cette même variation, l’augmentation relevée est de 500 MW. Ces valeurs sont régulièrement révisées, et il est prévu que l'augmentation passe à 2 500 MW / °C en 2020. La nébulosité (taux de couverture nuageuse) a aussi son importance. Elle varie de 0 à 8 octa (qui représente 1/8ème de la voute céleste qui comporte ou non de la nébulosité, pour de plus ample explications, voir le site de Météo-France) allant d’un ciel totalement dégagé à 0 octa jusqu’à un ciel couvert à 8 octa. Le gradient de nébulosité généralement observé est de 650 MW / octa, qui représente l’éclairage nécessaire, ainsi que le chauffage (rayonnement des habitations différent).

Un second paramètre est l’activité économique : les week-ends, la consommation d’électricité est inférieure à celle de la semaine. Les jours fériés et les périodes de vacances modifient aussi cette consommation, avec des influences plus ou moins importantes. Il y a aussi l’effacement commercial à prendre en compte : lorsque la consommation est trop importante, RTE a des contrats avec ses clients (qu’ils soient domestiques ou industriels) pour que ceux-ci cessent leur consommation, avec une contre partie financière bien évidemment. Il ne faut pas oublier également les appels à la modération de RTE pendant les pointes saisonnières : sur les régions PACA et Bretagne, qui sont en bout de lignes donc plutôt isolées au niveau du réseau électrique, RTE demande un geste citoyen de modération de la consommation d’électricité. Enfin, il faut noter l’influence du changement d’horaire été/hiver qui déplace les pointes, ainsi que les événements exceptionnels tels les tempêtes, éclipses, etc.

Les méthodes de prévision se basent donc sur l’ensemble de ces paramètres. En outre, il faut aussi tenir compte de l’évolution à long terme de la consommation d’électricité. Celle-ci augmente régulièrement depuis plusieurs décennies. Cependant, il a été observé que les valeurs des pics augmentaient 2,5 fois plus vite que celle de la consommation. Il ne faut pas oublier de tenir compte de la répartition géographique de cette demande. Par exemple, en Bretagne, l’augmentation a été 10 fois plus importante sur les 10 dernières années que sur la France métropolitaine. Selon ces dernières prévisions, RTE prévoit toujours une croissance de la demande et de la valeur des pointes. En effet, le développement et la mise en circulation toujours plus importante des voitures électriques notamment assurera une croissance régulière de la consommation. Il faudra donc l’anticiper, ainsi que les nouvelles décisions politiques visant à réduire la quantité de tranches nucléaires en France. RTE annonce une prévision de besoin pour couvrir les pointes des années 2050 d’une puissance de pointe (i.e. disponible rapidement) de 6 à 8 GW. Le projet de STEP marine pourrait contribuer à ces futures exigences. De plus, la Normandie étant géographiquement proche de la Bretagne, la STEP marine pourrait aider au support des pointes de cette région fragile.

 

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Conclusion

Dans cette étude d'intégration au réseau de notre projet de STEP marine, plusieurs points ont été étudiés. Le premier était de savoir si le réseau électrique français était capable d'absorber plusieurs centaines de Mégawatts dans la zone correspondante au site retenu pour le projet. Selon les données issues de RTE, il est possible d'intégrer jusqu'à 2 000 MW à cette zone du réseau dans son état actuel ce qui est suffisant pour le projet.

Champ éolien off-shore
(source : Greenunivers)

Ensuite, une étude des futurs parcs éoliens offshore a été effectuée car l'un des atouts majeurs du projet de STEP marine est de pouvoir absorber ou compenser les énergies intermittentes. La proximité du site retenu et du futur parc éolien offshore de Fécamp permet d'entrevoir des possibilités d'optimisation de ce futur parc à l'aide d'un couplage avec la STEP tout en minimisant les pertes. Ce futur parc éolien en mer sera doté d'une puissance nominale de 500 MW. Ainsi, il serait intéressant que la STEP marine soit dotée d'une puissance égale ou supérieure, pour pouvoir compenser et absorber totalement l'énergie produite par ce champ. En outre, ses capacités de stockage permettront de facilité l'intégration de l'ensemble des projets éoliens offshore.

Enfin, le dernier point abordé était celui des pointes de consommation. Le projet de STEP marine pourrait contribuer au passage de ces pointes, en particulier les pointes journalières. En effet, une STEP peut délivrer sa puissance maximale en quelques minutes. De plus la possibilité d'équiper la STEP de groupe turbine-pompe à vitesses variables un ajustement assez précis aux demandes du réseau pourrait être effectué. Pour ce qui est de la puissance cible pour le passage de ces pointes sur le réseau français, plus la puissance de ce projet de STEP sera élevée mieux ce sera. Cela permettra d'une part d'anticiper les besoins à venir (6 à 8 GW de puissance de pointe nécessaire à l'horizon 2050) mais également d'un point de vue écologique, d'envisager la fermeture de centrales au fioul ou de centrale turbine à combustible, émettrices de gaz à effet de serre.

Ainsi, l'ensemble de ces études permettent de déterminer une puissance cible comprise entre 500 et 2 000 MW. Après discussions avec le binôme 2 chargé du dimensionnement et de l'implantation sur site, la puissance cible pour ce projet de STEP marine a été fixée à 800 MW.

 

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Emplacement du bassin supérieur

   Afin de choisir la zone d'implantation du bassin supérieur, nous avons utilisé le logiciel ArcGis permettant de cartographier la zone. Pour cela, nous avons pris en compte les constructions, le réseau hydrique et une distance au littoral. Concernant les bâtiments, nous avons choisi une distance de 150 m pour prévenir des gênes sonores et visuelles. Le réseau hydrique est exclu de notre zone potentielle d'implantation. Enfin, pour le littoral, nous avons pris en compte l'érosion et une distance de sécurité. L'érosion est estimée à 20 cm par an pour les falaises du Pays de Caux. Nous avons estimé la durée de vie de l'installation à 100 ans. De ce fait, nous avons exclu les zones se trouvant à moins de 50 m du littoral. La loi littoral autorise les constructions nécessitant l'usage de l'eau de mer dans ce périmètre.

    En fonction de ces contraintes définies, nous avons pu visualiser les espaces disponibles. Il s'est avéré impossible de ne pas construire sur des zones déjà bâties. En prenant en compte les hauteurs de falaises favorables et ces contraintes, deux sites sont possibles :

  • un emplacement au nord-est
  • un emplacement au sud-ouest

 

Emplacements possibles de la STEP sur la commune d'Elétot

(Source: Carte BRGM)

     En comparant les deux sites, il semble que le second choix soit plus pertinent:

  1. Le site Sud a une altitude moyenne plus élevée et permettra donc un stockage d'énergie plus important pour une même surface de bassin.
  2. Le site Nord présente plus de marnières (i.e. des cavités dans le sol ayant été creusées par les paysans qui souhaitaient récupérer du calcaire) que le site Sud.
  3. Les sites sont répertoriés sur la figure 1 (ci-dessus) par des points jaunes et verts.
  4. Le site Sud est plus grand (1.7 km² contre 1.1 km² pour le site au Nord)
  5. Le site Sud présente plus d'habitations mais celles-ci sont généralement des granges ou cabanes (voir la photographie aérienne ci-dessous)

        

         Localisation des différentes constructions pour le site Sud

(Source: Google map)

        

Carte résumant l'emplacement et les caractéristiques du bassin supérieur

(Source: Maxime Daniel, Barbara Favier, Lucie Maillier et Adrien Napoly)

 

     La carte ci-dessus représente la position finale du bassin. Celui-ci est donc situé à une distance minimale de 150 m des habitations, ce que nous supposons être une distance acceptable pour la lutter contre la gêne visuelle occasionnée, et 50 m du début de la falaise en prévention de l'érosion de celle-ci. Il est aussi important de mentionner que les digues mesureront plusieurs dizaines de mètres de largeur en pente douce. Ainsi le bassin commencera véritablement à une distance comprise entre 200 et 250 m de la première habitation. La partie centrale située au bord de la falaise est placée plus en amont car elle  se trouve dans un creux tombant à 45 m d'altitude, comme on peut le voir sur la carte topographique précédente, et il faudra donc y construire une digue beaucoup plus haute.

Tableau résumant les caractéristiques des deux sites proposés

Site

Sud Nord
Altitude moyenne 110 m 95 m
Marnières 3 8
Surface 1,7 km² 1,1 km²
Constructions 8 (cabanes et granges) 1 (ferme)

     Ce tableau récapitule les avantages et inconvénients des deux sites disponibles. Le site Sud présente plus d'avantages. Cependant, il faudra réaliser une étude d'acceptabilité pour s'assurer du possible rachat des constructions déjà existantes.

 

Page éditée par Maxime Daniel, Barbara Favier, Lucie Maillier et Adrien Napoly

 

Dimensionnement

    L'utilité de la STEP est de stocker de l'énergie. Après l'étude économique nous souhaitons donc être à même de stocker 10 GWh. Le projet de gestion hebdomadaire de cette STEP conduit à être capable de remplir le bassin en 15 heures le week-end plus quelques heures de turbinage et requiert alors une puissance installée de 800 MW. A partir de ces contraintes nous avons alors dimensionné le bassin supérieur, les conduites forcées, et l'aménagement de la prise d'eau en mer. Les calculs et décisions sont développés dans les onglets suivants. Nous présentons ici les résultats principaux retenus.

Représentation du dimensionnement globale de la STEP

(Source : Maxime Daniel et Adrien Napoly, INDESIGN)

Dimensionnement du bassin :

     Le bassin supérieur est doté d'une capacité de stockage de 34 millions de m3. Il couvre une surface de 1,7 km2 et possède une hauteur de 20 m. Il est situé à une altitude de 105 m, ce qui permet un stockage de 10 GWh. Le bassin est maintenu par un barrage en remblais de type poids. Celui-ci est réalisé à l'aide de la craie excavée lors du nivelage, et recouverte par une géomembrane et des enrochements pour en assurer l'imperméabilité.

Dimensionnement des conduites forcées :

     En vue de répondre à une puissance de 800 MW, un débit d'environ 760 m3.s-1 est nécessaire. Nous choisissons alors d'utiliser quatre conduites forcées différentes, transportant chacune 190 m3.s-1. La longueur des conduites est établie de manière à pouvoir pomper ce débit à tout moment (c'est-à-dire même lors d'un épisode de marées basse en vives eaux). Pour un rendement global de la STEP de 80 %, les pertes de charges linéaires maximales acceptables sont alors déterminées à 4,5 % et nous permettent de dimensionner ces conduites. Chaque conduite fait alors 690 m de long et a des diamètres amont et aval des machines de 7,6 m.

Aménagement de la prise d'eau en mer :

    Étant donnés les problèmes d'aspiration de poissons et de débris anthropiques ou naturels, il est nécessaire d'aménager cette prise d'eau. De plus, l'existence de la houle au niveau du pompage turbinage en mer est un problème. Pour cela, on construira un bassin (constitué d'enrochements) de 40 m de diamètre et de 13 m de hauteur autour des quatre prises d'eau.

     Le tableau ci-après regroupe les résultats majeurs de notre dimensionnement :

Puissance installée totale Puissance par groupe Capacité de stockage brut Capacité disponible Hauteur du bassin supérieur Périmètre / Longueur du barrage Hauteur de charge moyenne Débit dans les conduites
800MW 200MW 10GWh 7,5GWh 20m 5,2km 110m 190m.s-1
Hauteur du bassin inférieur Diamètre du bassin inférieur Longueur de conduite totale Longueur par groupe Diamètre des conduites Diamètre estimé des groupes Rendement des turbines-pompes Rendement de la STEP
13m 40m 2760m 690m 7,6m 5,2m 96% 80%

 

 

Page éditée par Maxime Daniel et Adrien Napoly

Dimensionnement des digues

     Pour réaliser les digues, deux méthodes sont envisagées : le barrage en remblais de type poids ou la technique des palplanches. Un rappel sur ces deux possibilités est présenté ci-dessous avant de détailler les calculs nécessaires à la stabilité de l'ouvrage et aux respects des contraintes d'implantation de la STEP. Ces dernières sont d'abord fonctionnelles puisque le bassin doit permettre de stocker 10 GWh et résister à de forts marnages. Enfin pour la réalisation d'un tel ouvrage, l'acceptabilité de la population est primordiale, le bassin doit donc satisfaire une esthétique convenable.

  •      Le barrage en remblais consiste en un talus de craie suffisamment haut et réparti sur l'ensemble du périmètre du bassin pour contenir l'eau. La figure ci-après présente la situation réelle. Les dimensions présentées retenues sont explicitées ultérieurement grâce aux différents calculs de stabilité.

           

Schéma de la première solution

(Source: Maxime Daniel et Adrien Napoly, INDESIGN)

 

     Conformément aux dimensions de la figure ci-dessus, le barrage est composé de deux parties. La partie intérieure admet une pente de 45° tandis que la partie extérieure est composée d'un talus de 5 m puis d'une pente de 55 m de large. L'utilisation du barrage en remblais a l'avantage de présenter une esthétique acceptable mais celle proposition est soumise aux problèmes d'infiltration. Pour limiter cette infiltration, la solution envisagée et la moins onéreuse, est d'ajouter une membrane géotextile. Cependant, du fait de l'importance du marnage, cette membrane doit être protégée par des enrochements du côté intérieur du bassin. Cette membrane est également présente sur le fond du bassin ce qui en assure la continuité.

  •      Les palplanches sont de longues plaques de métal fichées dans le sol. Le côté intérieur du bassin est donc en contact avec ces palplanches tandis que le côté extérieur au bassin accueille un talus permettant d'une part de soutenir les palplanches et d'autre part de fournir une esthétique acceptable pour l'entourage. Le schéma ci-dessous illustre le principe; les dimensions étant celles adoptées et qui seront justifiées par la suite.

 

Schéma de la deuxième solution

(Source: Maxime Daniel et Adrien Napoly, INDESIGN)

 

     Conformément à la figure, les palplanches feront 25 m de long dont 5 m dans le sol pour assurer leur stabilité. La partie extérieure de la digue est la même que celle du barrage en remblais. La digue est réalisée à partir de la craie excavée par le terrassement du bassin. Les calculs de stabilité, justifiant les dimensions des palplanches et des digues, sont présentés par la suite. L'utilisation de palplanches permet une pose rapide et peu contraignante face aux conditions météorologiques. Cette méthode est simple à utiliser mais est plus coûteuse. Bien que les palplanches soient imperméables, on ne peut s'affranchir de la membrane géotextile sur le fond du bassin.

     Le tableau ci-après permet un récapitulatif des deux méthodes et donne les avantages et inconvénients de chacune d'elles, permettant de comprendre notre choix final.

 

Tableau récapitulatif des deux méthodes envisagées

Critères Technique Palplanches Technique Barrage en remblais
Prix Très coûteux Peu cher
Volume d'eau Gain de 3% Perte de 3%
Esthétique Peu esthétique Plus acceptable
Mises en oeuvre Peu de contraintes Contraintes pour le géotextile
Stockage de la craie Stockage intermédiaire Stockage quasi total
Durabilité Très longue (100 ans) Moins longue (quelques dizaines d'années)

     Pour pouvoir déterminer quelle solution est la plus adaptée, il convient de faire une étude plus approfondie en déterminant quels sont les critères les plus importants. Dans cette étude nous considérons que les facteurs prix, durabilité et esthétisme sont primordiaux dans l'acceptation d'un tel projet, nous optons donc pour le barrage en remblais.

 

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Hauteur de bassin

     La hauteur de bassin nécessaire se détermine facilement en connaissant la quantité d'énergie à stocker, 10 GWh dans notre cas. En effet, celle-ci correspond à l'énergie potentielle de l'eau dans le bassin, et on a donc:

$h=\frac{E}{\rho.S.g.H}=20 m$ , avec

  • g=9.81 m.s-2 gravité terrestre
  • S=1.7 km²  surface du bassin
  • $\rho$=1020 kg.m-3  masse volumique de l'eau salée
  • H=110 m hauteur moyenne du bassin

     Une partie de cette hauteur sera obtenue en creusant dans le sol, l'autre par la construction des digues, sachant que le matériau utilisé pour celles-ci sera la craie excavée. Nous devons donc départager ces 20 m de façon à avoir suffisamment de matériau pour construire les digues mais aussi en veillant à ne pas avoir trop d'excédant qui serait un problème supplémentaire de stockage. D'autre part, le terrain étant en pente, il faudra le niveler. La différence entre les deux côtes extrêmes est de 10 m.

     On décide finalement de niveler le bassin à 105 m d'altitude moyenne et de construire des digues de 15 m de hauteur moyenne.

Remarque :

     Les normes de sécurité imposent une hauteur d'eau minimale de fonctionnement. De plus, une réserve d'énergie doit être disponible à tout moment en prévision d'un besoin critique. Ainsi, une hauteur d'eau de 5 m sera préservée dans le bassin durant toute sa durée de mise en service. De ce fait, l'énergie stockée réellement disponible est de 7,5 GWh.

 

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Technique du barrage en remblais

       

  

Photographie du barrage de Serre Ponçon

(Source : Trail de Rousset)

 

     Le barrage en remblais est donc un barrage dont la masse suffit à contenir la contrainte exercée par la pression de l'eau.

     Il faut maintenant s'assurer qu'il n'y aura pas de rupture de pente des deux côtés de la digue constituée de craie. Pour cela on procède à un calcul de stabilité de pente, en considérant uniquement les ruptures planes, ce qui est un cas simplifié mais permettant une bonne approximation de la pente stable à adopter.

     Le schéma en coupe transverse de la digue est le suivant :

Schéma transverse de la digue

(Source: Maxime Daniel et Adrien Napoly, INDESIGN)

 

avec:

  • P le poids du volume potentiellement glissant
  • L la longueur entre la crête et l'extrémité basse de la digue
  • $\alpha$ l'angle de stabilité  
  • $\gamma'$ le poids volumique = 2400 kg.m-3

Le cisaillement maximal admissible est : $\tau_{max}=\frac{P.\cos(\alpha)}{L}.\tan(\phi)+C$

La contrainte réelle vaut : $\tau=\frac{P.\sin(\alpha)}{L}$

On définit alors un coefficient de sécurité qui doit être supérieur à 1 :

$F=\frac{\tau_{max}}{\tau}=\frac{P.\cos(\alpha).\tan(\phi)+C*L}{P.\sin(\alpha)}$

F est légèrement supérieur à 1 (1.3) pour une pente de 45°, il faut donc avoir de chaque côté du barrage une pente inférieure ou égale à 45°.

Pour la partie intérieure du barrage la pente à 45° est donc adoptée. De plus, avec les dimensions du schéma présenté préalablement nous obtenons donc F = 4.3 sur la partie extérieure du barrage.

Remarque: On pourrait réduire la largeur des digues, cependant, pour une meilleure acceptabilité sociale, nous préférons le choix d'une pente douce du côté extérieur. Cela permet également le stockage d'une plus grande quantité de craie.

 

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Technique des palplanches

  

Photographie de la technique des palplanches      

(Source: Arcelor Mital Palplanches / catalogue général 2011)

 

     Les palplanches sont des lames métalliques enfoncées verticalement dans le sol. Chaque lame est solidarisée avec ses voisines par un dispositif appelé serrure (Cf. image ci-dessous). Elles sont mises en oeuvre par battage, fronçage ou pression.

 

 

 

 

Schéma du dispositif entre chaque lame

(Source: Cours mécanique des sols ENTPE)

     Les contraintes à respecter lors de la création des digues par la méthode des palplanches sont les mêmes que celles pour le barrage en remblais. Il est donc important de respecter une hauteur de bassin telle que l'on puisse stocker 10 GWh d'énergie. Ensuite, il faut veiller à enfoncer suffisamment la palplanche dans le sol pour éviter les phénomènes de renversement de rideau (pivotement de celui-ci sous la pression des terres) et de glissement d'ensemble (une partie du massif dont la paroi connaît un grand mouvement).

             

Renversement de rideau                             Glissement d'ensemble

          (Source: Cours de mécanique des sols ENTPE)

     Pour éviter les problèmes présentés précédemment (renversement de rideau et glissement d'ensemble), on calcule la longueur minimale de fiche du rideau par la méthode de poussée butée de Rankine. L'idée consiste à choisir des palplanches suffisamment longues pour que le barycentre des forces de poussée et de butée se situe sous le niveau du sol.

     Pour cela, on commence par calculer les caractéristiques $\phi$ et C dans le critère de rupture de Mohr Coulomb $\tau=\sigma'.\tan(\phi')+C'$ grâce aux mesures in situ suivantes:

exp $\sigma$ $\tau$ (non saturé) $\tau'$ (saturé)
1 0 32 10
2 5 40 16
3 10 45 22
4 15 49

26

     On utilise les valeurs saturées en eau, qui constituent la condition la plus restrictive. On obtient par régression linéaire :

  • $\phi'$=47°
  • C'=10

     On obtient ainsi par construction géométrique des cercles de Mohr, les contraintes en poussée ($\sigma'_{ha}$) et butée ($\sigma'_{hp}$) :


                                                      

Diagramme type de Mohr-Coulomb

(Source: Cours mécanique des sols ENTPE)

 

 $\sigma'_{ha}=\frac{1-\sin(\phi')}{1+\sin(\phi')}.\sigma'_v-\frac{2C'}{1+\sin(\phi')}=K_a.\sigma'_v-2.\sqrt{K_a}.C'$

$\sigma'_{hp}=\frac{1+\sin(\phi')}{1-\sin(\phi')}.\sigma'_v+\frac{2C'}{1-\sin(\phi')}=K_p.\sigma'_v+2.\sqrt{K_p}.C'$

avec: $K_a=\frac{1-\sin(\phi')}{1+\sin(\phi')}$ et $K_p=\frac{1-\sin(\phi')}{1+\sin(\phi')}=\frac{1}{K_a}$

 

     On peut ensuite revenir au problème concerné, et, en appliquant le théorème des moments, trouver la longueur minimale admissible de fichage des palplanches dans le sol :

Schéma de principe

(Source: Cours mécanique des sols ENTPE)

 

     Par intégration sur la surface de $\sigma'_{ha}$ et $\sigma'_{hp}$ , on obtient les forces de poussée et butée:

$F_a=K_a.\gamma'.\frac{(D+H)^2}{2}$

$F_p=K_p.\gamma'.\frac{D^2}{2}$

     Puis, par application du théorème des moments statique, on obtient la valeur :

$F_a.d=F_p.(\frac{2}{3}.D+H-\frac{2}{3}.(H+D)-d)$

soit: $d=\frac{H}{3}.\frac{1}{1+\frac{K_a}{K_p}.\frac{(D+H)^2}{D^2}}$

     Pour que la palplanche soit stable, il faut que le barycentre des deux forces se situe en dessous du niveau du sol et donc que :

$\frac{2}{3}.(H+D)+d>H$

soit: $d_{lim}=\frac{H-2D}{3}$

 Détermination de la longueur d'encrage

Source: Maxime Daniel et Adrien Napoly

 

   Il faut donc ancrer la palplanche d'au moins 4,3 m dans le sol, arrondis à 5 m par disponibilité chez les fabricants. Ainsi, les palplanches seront de 25 m de long (20 m + 5 m d'encrage).

Page éditée par Maxime Daniel et Adrien Napoly

 

 

Dimensionnement des conduites forcées

     Cette STEP comportera quatre groupes de turbines-pompes. Ainsi, par analogie avec les stations déjà existantes nous choisissons de réaliser quatre conduites forcées distinctes. Ceci a l'avantage de rendre les groupes totalement indépendants. En cas de dysfonctionnement de l'un des groupes, les trois autres restent opérationnels. Cette page explique le dimensionnement de l'une des quatre conduites (les trois autres étant identiques). Cette étude s'effectue en deux étapes :

  • détermination de la longueur de la conduite aval
  • détermination du diamètre des conduites

Ces deux étapes n'étant pas indépendantes, le problème se résout de manière itérative. Cependant il est nécessaire de connaître le débit traversant les conduites et les turbines-pompes. Ce débit est calculé dans l'optique de pouvoir fournir une puissance de 4 x 200 MW, on obtient ainsi :

$Q_{turbine}=\frac{P_{turbine}}{\rho_{mer}.g.H_{moy}}.\frac{1}{\eta_{turbine}}=190m^3.s^{-1}$

avec : $H_{moy}$=110m charge liée à la hauteur d'eau moyenne dans le bassin supérieur
          $\rho_{mer}=1020kg.m^{-3}$
          $\eta_{turbine}=0,96$

     Le schéma suivant représente la structure générale de la STEP ; les dimensions sont celles réellement envisagées.

Schéma de la structure générale de la STEP

(Source : Maxime Daniel et Adrien Napoly)

 

     Les valeurs ci-après présentent le récapitulatif des dimensions et conclusions obtenues lors de cette étude. Les différentes justifications sont donc détaillées dans les onglets "Longueurs" et "Diamètres".

  • Puissance totale : 800 MW     -     Débit total : 760m3.s-1
  • Puissance par groupe : 200 MW     -     Débit par groupe : 190m3.s-1
  • Diamètre des conduites : 7,7 m
  • Longueur des conduites amont : 125 m
  • Longueur des conduites aval : 565,4 m
  • Longueur totale de conduites : 4.(125+565,4)=2761 m
  • Côte de la prise d'eau : -5 m
  • Côte des groupes : -20 m

    Le diamètre de conduite obtenu étant grand, on pense à doubler le nombre de machines par conduite forcée, c'est-à-dire à l'utilisation de 8 groupes répartis suivant le schéma suivant:

Ainsi, par conservation du débit, on arrive à des diamètres de conduites de :

  • 5,4 m pour une puissance installée de 800 MW

     La conclusion résulte d'un compromis entre le prix des turbines-pompes (variant selon leur taille), le prix de la réalisation des conduites (excavation et pose du revêtement) et la puissance installée. Dans notre étude nous choisissons d'installer 8 turbines-pompes réparties en quatre groupes de deux, pour une puissance installée de 800 MW.

Page éditée par Maxime Daniel et Adrien Napoly

Longueurs

     La détermination de la longueur des conduites forcées est soumise à un problème majeur : l'existence de marées d'amplitudes importantes en Normandie. Il faut donc prolonger les conduites au-delà du littoral pour autoriser la prise d'eau à marée basse. Connaissant la bathymétrie du site ainsi que le marnage maximal qui est de 7,1 mètres (données SHOM) . Nous pouvons déterminer le recul de la mer dans le cas extrême.

Représentation des hauteurs d'eau maximale et minimale

(Source : Adrien Napoly et Maxime Daniel, MATLAB )

    Ensuite il faut ajouter une distance de sécurité telle que le pompage ne crée pas une déformation trop importante de la surface libre. En effet, on aurait dans ce cas des infiltrations d'air dans les conduites et une mauvaise régulation du débit. Les dommages seraient alors conséquents.

     Il nous faut donc trouver la hauteur minimale d'eau acceptable qui doit toujours rester au-dessus du tuyau pour éviter ce problème. Pour cela nous allons comparer deux temps caractéristiques:

  • Le temps caractéristique d'aspiration d'un volume d'eau de hauteur H au-dessus du tuyau de diamètre D.
    $T_a=\frac{1}{\frac{4.Q^2}{\pi.D^2}}.H$
  • Le temps caractéristique de déplacement latéral d'un même volume sur une distance D du à la pression hydrostatique.
    $T_p=\frac{1}{\frac{g.H^2}{D}}.D$

Représentation graphique des temps comparés

(Source : Adrien Napoly et Maxime Daniel)

     Pour éviter ce risque, il faut : $T_p < T_a$. Cette condition est obtenue pour une hauteur égale à 3,8 m. Nous choisirons une hauteur d'eau minimale au-dessus de la prise d'eau de $H_{min}=5m$. Cependant, notons qu'il faudra étudier plus précisément ce problème lors de la réalisation.

Détermination de la longueur minimale des conduites aval

(Source : Adrien Napoly et Maxime Daniel, MATLAB )

    On peut donc en déduire en revenant au graphe Matlab précédent, la longueur de la conduite aval, sachant que la salle des machines se situe pratiquement à la verticale de la prise d'eau et en-dessous du niveau des plus basses eaux (de 20 m environ). En effet, les turbines de type Francis fonctionnent grâce à la différence de pression et doivent donc toujours être noyées. On trouve alors une longueur de conduite avale $L=\sqrt{20^2+565^2}=565,4$m

Page éditée par Adrien Napoly et Maxime Daniel

Diamètres

    La détermination du diamètre des conduites résulte d'un compromis entre  la perte de charge et l'investissement financier. On décide alors de limiter l'ensemble des pertes énergétiques à 25% de l'énergie engagée sur un cycle. On souhaite ainsi obtenir un rendement minimal $\eta_{cycle}$ de 80%.

Le rendement total sur un cycle correspond au produit des rendements spécifiques des transformations successives de l'énergie potentielle en énergie électrique. Les différents rendements sont :

  • $\eta_{cond}$, rendement dans les conduites forcées ($\eta_{cond}$=1-PDC).
  • $\eta_{TP}$, rendement de la turbine-pompe (96%, rendement atteint par Alstom, expert dans le domaine des turbines-pompes)
  • $\eta_{alt}$, rendement de l'alternateur qui transforme l'énergie mécanique en énergie électrique (dans les installations majeures ce rendement est de 98%).
  • $\eta_{transfo}$, rendement du transformateur qui élève la tension produite à celle du réseau (rendement de 99,5%).

On déduit donc les pertes de charges acceptables sur un cycle par l'équation suivante:

$\eta_{cond}^2.\eta_{T}.\eta_{P}.\eta_{alt}^2.\eta_{transfo}^2 = \eta_{cycle}$ soit $\eta_{cond}= 95,5$%.

    Nous allons maintenant exposer le raisonnement qui permet de déterminer le diamètre des conduites adaptées en acceptant une perte de charge maximale de 4,5%. Un tel pourcentage correspond à des pertes de charge totales de $PDC_{tot}=115.\frac{4,5}{100}=5,2$m

Rappel des grandeurs pour une puissance installée totale de 800 MW:

  • Débit Q=190 m3/s
  • Rugosité de l'acier inoxydable $\epsilon$=0,30 mm
  • $\rho$=1020 Kg/m3
  • ​​ $\nu$= 1.10-6 m²/s
  • Nombre de Reynolds basé sur un diamètre de 1 m : Re = 2.108​

    Pour résoudre ce problème on procède par itération. Nous commençons par fixer un diamètre D=1 m qui est l'ordre de grandeur du diamètre attendu. Les résultats ci-dessous correspondent à la dernière itération soit pour un diamètre D=7,6 m.

I / Détermination du régime turbulent et du coefficient $\lambda$

    Pour déterminer le régime turbulent dans lequel on se retrouve, on calcule le Reynolds rugueux: Rerug​=$\frac{\epsilon.U*}{\nu}=30$ 

avec $  U*=U.\sqrt\frac{\lambda}{8}$

    Comme 3,3 < Rerug ​< 70, on se trouve dans le régime turbulent mixte et on peut ainsi utiliser la formule de Colebrook: $\frac{1}{\sqrt\lambda}= -2.\log(\frac{\epsilon*}{3,71}+\frac{2,51}{Re.\sqrt\lambda})$

Détermination du coefficient de perte de charge par tracé graphique

(Source : Adrien Napoly et Maxime Daniel, MATLAB)

     Pour déterminer le coefficient de perte de charge, deux méthodes sont possibles. La première, plus expérimentale, suggère le tracé des deux fonctions correspondant aux termes de part et d'autre de l'égalité. L'intersection permet alors de déduire la valeur du coefficient de perte de charge. La seconde, utilisée ici, suggère de résoudre cette équation par itération. On trouve $\lambda=0.013$

II / Détermination de la perte de charge linéaire

    On détermine la perte de charge linéaire par la formule classique suivante: Jlin= $\frac{4.\lambda.U²}{2.g.D}$ =5,0.10-3m/m

III / Détermination des pertes de charges singulières

Ces dernières sont dues à l'entrée, à la sortie et aux coudes de la conduite. Pour les calculer, on utilise les données types suivantes :

Expressions des différentes pertes de charge singulières

                  (Source: Cours de Christian Suzanne, ENSEEIHT, hydraulique première partie)

     On en déduit, avec une entrée, une sortie, un coefficient Kt total de 1,5 ; soit une perte de charge singulière de  PDCsing=Kt$\frac{U^2}{2.g}$=1,3 m

IV / Détermination des pertes totales

     Celles-ci sont la somme des pertes de charges singulières et régulières, on a alors:

PDCtot=PDCsing+Jlin.Lconduites= 5,1 m

soit 4,4% de la charge disponible, ce qui est inférieur à la perte maximale acceptée.

     Cependant la conduite forcée amont est verticale dans notre cas, ce qui peut entraîner des contraintes très importantes sur les matériaux. C'est pourquoi, en réalité, celle-ci devra présenter une pente moins forte. Plusieurs coudes seront alors nécessaires à la réalisation de cette conduite. Le diamètre choisi induit une marge de 0,1% pour tenir compte de ces phénomènes. De plus, bien que des vannes soient obligatoires pour le fonctionnement, celles-ci seront soit totalement ouvertes soit totalement fermées, ce qui n'induit pas de pertes de charge supplémentaires.

Remarque:

     La conduite a été dimensionnée pour un quart du débit total, il faudra donc construire quatre de ces conduites.

Page éditée par Maxime Daniel et Adrien Napoly

Choix des pompes turbines

     Cette partie a été réalisé avec l'aide d'un ingénieur d'Alstom. Les données, telles les courbes caractéristiques des pompes, étant confidentielles, on expliquera le raisonnement et explicitera les résultats retenus.

      Nous allons partir sur une machine de 200 MW, type turbine francis. Comme première estimation, on se donne un rendement moyen de 92% ce qui donne un débit de 190 m3/s pour une chute brute moyenne de 112,5 correspondant à la moyenne entre les cas marée basse, bassin rempli et marée haute, bassin vide. On calcule alors $n_q=n.\frac{\sqrt{Q}}{H^{0,75}}$

Avec:

  • $n = 60.\frac{f}{p}$.
  • f  fréquence du réseau (50 Hz)
  • p : nombre de paires de pôles de l'alternateur.

     On a donc une loi de nq fonction du nombre de paires de pôles. Les alternatoristes ont des préférences de nombre de paires de pôles ainsi que des puissances limites de machines selon la vitesse de rotation.

      On a également pour la turbine, une loi statistique H fonction du Nq. Pour une chute de 125 m maximum, la loi statistique donne un Nq d'environ 70. Cela correspond à $n=n_q.\frac{H^0.75}{\sqrt{Q}}$=175.4 tr/min.

     Les possibilités pour n sont fixées par le choix du nombre de paires de pôles de l'alternateur (nombre entier). Les deux solutions encadrantes envisageables sont:

  • 176.7 tr/min (p=17)
  • 166.7 tr/min (p=18)

     On choisira la solution 18 paires de pôles et donc N=166.7 tr/min (considérations des alternatoristes).

     Pour choisir la turbine-pompe, il faut trouver une courbe caractéristique en accord avec la vitesse obtenue précédemment, telle que le diamètre de roue soit le plus petit possible (considération économique) et que l'on respecte un critère de stabilité à 3% caractéristique des turbine-pompe. (voir schéma ci dessous).

 

Schéma de principe

(Source: Maxime Daniel et Adrien Napoly)

      Le résultat obtenu est une roue de diamètre d'entrée dans le sens turbine 5.95 m et de diamètre d'entrée de la bâche spirale 5,00 m.

      On peut aussi déterminer la plage des débits de fonctionnement, débits qui seront donc commandés par la marée ainsi que le taux de remplissage du bassin.

     Il faut également s'intéresser à l'enfoncement, c'est à dire la différence entre le niveau d'eau aval et l'axe du distributeur. Pour cela, nous utilisons les résultats du tracé de référence. En effet, l'enfoncement est directement lié à la cavitation en pompe. Pour chaque tracé, nous observons une "poche" de cavitation définie par le NPSH. L'enfoncement est déterminé de façon à être minimum (pour diminuer les coûts de génie civil) et afin que les points de fonctionnement de la machine soient en dehors de la cavitation, pour limiter l'érosion. Dans notre cas, on a un enfoncement minimum de 30 m.

 

Page éditée par Maxime Daniel et Adrien Napoly

Aménagement de la prise d'eau aval

    Le bassin supérieur et le réseau de conduites étant désormais dimensionnés, il est nécessaire de s'intéresser à la prise d'eau en mer. En effet, celle-ci, se situant en milieu naturel est la cause de certains problèmes :

  • Les débits absorbés et rejetés sont très importants ainsi les vitesses mises en jeu le sont également. Les poissons environnant risque donc d'être affectés. En particulier lors du pompage, ils seront aspirés et tués par les machines.
  • Pour les mêmes raisons, l'installation absorbera une grande quantité de sédiments ou déchets en suspension (de plus l'importance des débits sera peut-être même susceptible de mettre en suspension les sédiments avoisinants).
  • Enfin, l'amplitude de la houle qui induit une ligne d'eau chaotique pourra perturber le pompage.

     Pour palier à ces inconvénients, deux solutions sont envisageables :

  • Allonger la conduite forcée pour s'affranchir du problème lié à la houle et installer une grille de protection pour la faune marine. Cependant cette proposition ne règle pas le problème de l'aspiration des sédiments et induit une perte de charge supplémentaire significative. De plus, un entretien régulier de la grille est nécessaire.
  • Construire un aménagement à l'aide d'enrochements permettant de casser la houle et de bloquer le passage de la faune et des déchets d'origines anthropiques ou naturels. Cette solution, adoptée par les ingénieurs de la STEP d'Okinawa au Japon, semble engendrer moins de perte de charge.

Remarque: Quelque soit la solution retenue, un filtre à sédiments ne pourra cependant pas être épargné. En effet, ceux-ci provoquent une détérioration des roues des machines qui doivent alors être réparées par "rechargement".

     Nous optons donc pour l'aménagement en enrochements. La figure 1 ci-dessous présente schématiquement la solution adoptée (les conduites ne seront pas visibles). Cet aménagement doit :

  • Absorber l'énergie de la houle
  • Permettre un écoulement d'eau répondant au débit de 200 m3s-1 de la conduite
  • Être adapté à la protection de la faune marine.

Diamètre des bassins :

     En s'appuyant sur l'expérience de la STEP d'Okinawa qui présente de bons résultats après plusieurs années d'exploitation, nous choisissons des bassins en enrochements de 40 m de diamètre.

En effet, la STEP d'Okinawa engendre:

  • un débit maximal de 26m3/s
  • pour un périmètre de bassin de 30 m
  • soit un débit surfacique de 0,9m²/s.

     Pour avoir un débit surfacique du même ordre de grandeur avec un débit de 190m3/s et pour des bassins circulaires, il nous faut un diamètre de 60 m.

     L'installation japonaise étant très restrictive et les hauteurs d'eau très probablement inférieures, on s'autorise des diamètres de 40 m pour notre étude. Cependant, ce point sera à étudier plus précisément lors de la réalisation.

Figure 1 : Représentation des aménagements en enrochements autour des prises d'eau

(Source : Google Map, Maxime Daniel et Adrien Napoly)

Hauteur des bassins :

     La hauteur maximale d'eau au-dessus de la conduite est de 12 m (cf. Dimensionnement des conduites forcées/Longueurs). Cette situation ne se présente que très rarement (cas de pleine mer en vives eaux). Cependant, on décide de fixer la hauteur des bassins à 13 m pour éviter toute intrusion de débris et/ou faune marine. De plus on ajoute à l'entrée de la conduite une grille pour bloquer les intrusions restantes. L'onglet Mesures compensatoires de la partie "étude environnementale et sociale" est à consulter pour plus de détails.

 

Page éditée par Maxime Daniel et Adrien Napoly

Détermination des matériaux à utiliser sur la STEP

Le choix des matériaux pour un projet de construction est primordial. Il permet de fixer la durée de vie de l’installation ainsi que le prix d'une telle réalisation. Suivant les choix de matériaux, le prix et la durabilité peuvent être grandement affectés. Il faut alors s’appliquer à trouver les bons compromis entre les réponses données aux contraintes du site, les caractéristiques souhaitées pour l’installation et le prix final des matériaux choisis.

Contraintes liées à la STEP

Nous allons travailler sur une STEP marine située en Haute-Normandie. Plusieurs contraintes sont à prendre en compte pour choisir les matériaux les plus adéquats pour notre projet. Il ne faut pas non plus oublier qu’il n’existe pas de matériau parfait. Notre choix résultera d’un compromis entre toutes les contraintes auxquelles nous devons faire face.

La première contrainte vient de la température de l’eau qui varie au cours des saisons et au cours des années. Une variation entre l’année 1991 et 2009 est présentée via le graphe ci-dessous. Ces températures ne doivent pas ou peu influencer les matériaux de la STEP et il faut que quelque soit la température, la corrosion soit limitée.

 

Évolution de la température de l'eau de mer entre 1991 et 2009 aux abords de la centrale EDF de Paluel

(Source: archimer ifremer)

La seconde contrainte sera le fait de travailler avec de l’eau de mer. Ainsi, son pouvoir corrosif est beaucoup plus important que celui de l’eau douce. En effet, la résistivité de l’eau douce, c’est-à-dire sa capacité à s’opposer à la circulation du courant électrique est cent fois plus élevée que celle de l’eau de mer (20 Ω.cm contre 2000 Ω.cm). Il faut donc trouver des matériaux capables de résister à une corrosion aussi forte pour que l’installation puisse durer dans le temps. Sur notre site, on peut constater que la salinité de l’eau est d’environ 34 (Cf. le le graphique ci-après).

Évolution de la salinité de l’eau de mer en Normandie entre Novembre 2012 et Janvier 2013

(Source: ifremer)

Sur le graphique, on constate qu'il y a quelques pics de baisse de salinité. Ces pics s'expliquent par le fait que la bouée de mesures se situe non loin de la sortie d'une installation qui rejette ponctuellement de l'eau douce. Cela ne sera pas le cas sur notre site, donc on peut considérer la salinité constante

Enfin, la dernière contrainte est financière, il s’agit souvent de l'exigence la plus importante lorsqu’on lance un projet. En effet, suivant les matériaux choisis, les prix peuvent varier énormément. Il est donc nécessaire de trouver des matériaux répondant aux nombreuses contraintes du mieux possible tout en prêtant une attention particulière au prix.

 

Page éditée par Alejandro Orsikowsky, Basile Payen et Javier Pierna

L'eau de mer

Généralités et composition de l'eau de mer

L’eau de mer représente 70 % de la surface de la planète et 99 % des ressources en eau. Cette quantité peut être estimée à 1400.106 km3 d’eau. Pour définir une eau de mer, il suffit de trois paramètres : la température, la pression et la salinité. La salinité moyenne des eaux de la planète est de 35 et sa température est de 4 °C. La masse de sel dissoute dans l’eau varie suivant le lieu. Elle peut aller de 10 g de sel/kg d’eau dans la mer Baltique à 40 g de sel/kg d’eau dans la mer noir. Cependant, la composition des sels est inchangée quelque soit l'endroit de la planète. Il s'agit de la loi de Dittmar. En effet, les différents mers et océans ne sont en fait qu’un seul et unique réservoir d’eau de mer (ils communiquent tous entre eux en permanence). De plus, la période de brassage est de seulement 1000 ans ce qui permet d’uniformiser la composition des sels. Les apports venant des fleuves ont une influence infime sur cette composition par rapport à la quantité d’eau présente dans les mers et océans.

Tableau regroupant tout les éléments présents dans les sels d’eau de mer

(Source: oceanplasma)

Cependant, on peut constater que la plupart de ces éléments ne sont présents qu’en quantité infinitésimale. On peut alors résumer les sels d’eau de mer aux éléments suivants : ​

Principaux éléments présents dans les sels d'eau de mer 

(Source: techniques de l' ingénieur)

 

Principaux composés des sels dans l'eau de mer 

(Source: oceanplasma)

 

On constate donc que le principal facteur pouvant impacter la corrosion dans l’eau de mer par rapport à une eau douce sera la forte présence de chlore.

Corrosion impliquée par l’eau de mer

Il existe deux grands types de corrosion impliqués par la présence des sels de l’eau de mer :

  • La corrosion par piqûres
  • La corrosion fissurante

La corrosion par piqûres

Il s’agit d’un type de corrosion affectant seulement une partie du métal et laissant le reste de la surface intacte. Elle est donc très insidieuse et il est possible de ne pas la voir directement. Un équipement peut se retrouver avec un trou après seulement quelques jours alors qu’il n’a pas subi une perte significative de poids. Il s’agit d’un phénomène électrochimique. Ce type de corrosion est particulièrement fréquent en présence de solutions contenant des chlorures, des bromures ou des hypochlorites. Cela concerne particulièrement notre étude de construction de la STEP car les sels d’eau de mer regorgent de chlore (55% de leur composition est du chlore). La corrosion par piqûres peut se découper en plusieurs étapes :

  • Absorption d'ions chlorures sur la couche passive du métal
  • Formation de chlorures métalliques au sein de la couche passive
  • Rupture de la couche passive

Une fois ces étapes réalisées, il est possible que des trous apparaissent dans la surface métallique à l’endroit où les ions chlorés ont été absorbés par la couche passive.

Exemple de corrosion par piqûre

(Source: cdcorrosion)

 

La corrosion fissurante

Ce type de corrosion a surtout lieu en présence de solutions alcalines ou chlorées. La corrosion fissurante est la plupart du temps associé à la corrosion sous tension ou à la présence d’hydrogène dans le milieu. En effet, la ductibilité des métaux diminue lorsqu’il y a eu absorption d’hydrogène, cela le fragilise mais il n’y a pas de formation de rouille. Le risque de corrosion fissurante est augmenté lorsqu’il y a déjà des fissures ou des rayures sur le métal. Ces zones permettent à l’hydrogène de se fixer plus facilement et donc de rendre le métal moins résistant plus rapidement.

Fissure de corrosion sous contrainte, observée sur une coupe longitudinale d'un acier de précontrainte, prélevé sur un ouvrage en service

(Source: techniques de l'ingénieur)

 

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Matériaux étudiés pour répondre aux contraintes de la STEP

Pour trouver les matériaux nécessaires à la fabrication de la STEP marine, nous avons d'abord sélectionné les différents produits répondant aux contraintes de l'eau de mer. Ensuite, nous avons fait un choix parmi ces derniers en étudiant leurs caractéristiques propres. Nous avons pour cela travaillé sur les aciers inoxydables et sur le titane car ce sont les deux principaux métaux que l'on peut utiliser en présence d'eau salée.

 

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Les titanes

Introduction

L’élément titane (Ti dans la classification périodique des éléments) a été découvert en 1790 par le moine Anglais Gregor. Cependant, comme il était très difficile de l’extraire et de l’isoler, il a fallu attendre les années 1940 pour que des solutions exploitables industriellement soient établies. La généralisation du procédé d’extraction du titane pur par la méthode Kroll a permis un démarrage de l’industrie du titane au cours des années 1950. Ce procédé permet d’extraire le titane en formant du tétrachlorure de titane TiCl4 à partir du minerai dans un réacteur à lit fluidisé contenant de la coke à haute température (1 000°C environ). On réduit ensuite ce TiCl4 avec du magnésium liquide entre 800 et 850 °C suivant la réaction suivante:

2 Mg (l) + TiCl4 -> 2 MgCl2 (l) + Ti (s)

Transformation allotropique du titane

Le titane pur est le siège d’une transformation allotropique au voisinage de 882 ºC. En dessous de cette température, la structure cristallographique est hexagonale pseudo-compacte (a = 0,285 nm ; c = 0,468 nm ; c/a = 1,633) et est appelée α. Au-dessus de cette température, la structure est cubique centrée (a = 0,33 nm) et est appelée β. La température de transition α → β est appelée transus β.​

Effet des éléments d’addition sur le titane

Il est possible d’ajouter d’autres molécules dans le titane. Les éléments d’addition stabilisent soit la phase α (éléments α-gène), soit la phase β (éléments β-gène). Les éléments α-gènes augmentent la valeur de température transus β et les éléments β-gène diminuent cette dernière. Les principaux éléments qui peuvent être ajoutés au titane sont:

  • Les éléments α–gènes: l’aluminium (Al), l’oxygène (O), le carbone (C) et l’azote (N).
  • Parmi les éléments β-gènes, on distingue

              -  les éléments β isomorphes, miscibles en toutes proportions dans la phase β, qui sont l’hydrogène (H), le molybdène (Mo), le vanadium (V) et le niobium (Nb)

             -   les éléments β eutectoïdes, pouvant former des précipités, tels que le manganèse (Mn), le fer (Fe), le chrome (Cr), le silicium (Si), le nickel (Ni) et le cuivre (Cu)

  • Certains éléments sont qualifiés de neutres, ils ne favorisent ni l’état α ni l’état β tels que le zirconium (Zr) et l’étain (Sn).

Classification des alliages

Il y a trois grandes familles d’alliages du titane selon la proportion des phases α et β. Ces trois familles sont:

  •   Alliages α: 100% α à 20 ºC.
  •   Alliages β: 100% β à 20 ºC.
  •   Alliages α+β: Il y a trois sous-classes dépendant de la proportion des phases:

           -  Quasi α: Très peu de phase β stable, ils sont très proches des alliages α.

           -  α+β: Même proportion de phases α et β

           -  Quasi β: Très peu de phase α stable, ils sont très proche des alliages β.

En fonction des éléments d’addition ajoutés au titane, on obtient des familles d’alliages présentés dans le tableau suivant.

Alliages du titane suivant les éléments d’addition (exprimés en %)

(Source: Patrick Roch)

 

Propriétés physiques du titane et de ses alliages

Les principales caractéristiques du titane et de ses alliages sont résumées dans le tableau suivant:

Propriétés physique du titane et ses alliages

(Source: Patrick Roch)

On peut remarquer une très bonne résistance à la corrosion dans des milieux tels que l’eau de mer. On a également une préservation des caractéristiques mécaniques jusqu’à une température d’environ 600ºC. De plus, il est possible de trouver ce matériau sous diverses formes : lingots, billettes, barres, fils, tubes, brames, tôles ou feuillards.

On va maintenant étudier plus en profondeur les caractéristiques du titane liées à la corrosion et l’érosion dans l’eau marine. En effet, si l’on décide de mettre du titane dans la STEP, il sera soumis à ces conditions là.

Corrosion

L’une des causes de la résistance à la corrosion du titane et de ses alliages est le développement d’une couche protectrice de quelques micromètres, constituée d’oxydes, majoritairement du TiO2. Cette couche se forme sur tous les alliages de titane. En cas de rayure de la surface du métal, l’oxyde se reformera spontanément en présence d’air ou d’eau. De plus, cette couche est très stable sur une large gamme de pH, de potentiel et de température.

Le titane est un métal extrêmement oxydable, son potentiel électrochimique standard est assez faible (Cf. le tableau ci-après).

Potentiels de couples oxydoréducteurs dans l’eau de mer

(Source: Patrick Roch)

Des conditions très réductrices diminuent le caractère protecteur de cette couche d’oxyde. La réactivité des solutions acides peut être néanmoins réduite par l’addition d’agents oxydants et/ou d’ions lourds métalliques. Le titane fait partie des métaux nobles, on peut voir dans le tableau suivant le classement des métaux dans l’eau de mer :

Classement des métaux dans l’eau de mer

(Source: Patrick )

Le titane possède un potentiel de - 0,1 V par rapport à une électrode au calomel saturée (V/ECS), ce qui en fait un métal passif. De ce fait, le couplage avec la majeure partie des autres métaux crée un courant galvanique, le titane devient alors la cathode et l’autre métal se corrode. Le titane est alors protégé de la corrosion la plupart du temps lorsqu’il est couplé à un autre métal.

On peut modifier les équilibres électrochimiques par l’addition d’éléments d’addition. Ces éléments réduisent l’activité du titane, ce qui permet d’améliorer la résistance à la corrosion. On peut choisir trois types d’éléments:

  • Ceux qui déplacent le potentiel de corrosion et renforcent son caractère de cathode : le platine (Pt), le palladium (Pd) et le rhodium (Rh).
  • Ceux qui augmentent sa stabilité thermodynamique et réduisent sa capacité à se dissoudre anodiquement : le nickel (Ni), le molybdène (Mo) et le tungstène (W)
  • Ceux qui augmentent sa tendance à la passivation : le zirconium (Zr), le tantale (Ta), le chrome (Cr) et le molybdène (Mo)

Enfin, on peut combiner les trois principes précédents pour obtenir une résistance à la corrosion la plus haute possible.

Le titane est très peu sensible aux corrosions caverneuses et par piqûre. Ces phénomènes ne sont observés qu’en cas de très hautes températures ( > 200 °C) ce qui n’est pas le cas dans notre étude.

Érosion

La couche d’oxyde présente sur le métal est très adhérente et dure ce qui explique une faible érosion des pièces en titane. Cela entraîne une très bonne longévité des pièces en titane soumises aux chocs de particules en suspension dans les fluides.

L’érosion dans l’eau de mer augmente avec le débit et le nombre de particules en suspension. Une diminution de la granulométrie cause aussi une augmentation de l'érosion. Cela est montré avec l’exemple du titane pur (T40) dans le tableau suivant:

 

Érosion du titane dans l'eau de mer

(Source: Patrick Roch)

On peut distinguer dans le tableau ci-dessus que si on augmente le débit, la vitesse d’érosion va augmenter. De même, on observe une augmentation de l’érosion lorsqu’il y a une augmentation du nombre de  particules en suspension ou une baisse de la granulométrie.

Le marché du titane

La complexité et le coût de la méthode d’extraction du titane en font un matériau très coûteux et peu utilisé malgré ses propriétés intrinsèques. La production mondiale de titane en 2007 avoisinait les 80 000 tonnes alors que celles du magnésium et de l’aluminium atteignaient respectivement 860 000 tonnes et 33 millions de tonnes. Cependant, il s'agit d'un matériau indispensable dans certains secteurs comme l’industrie militaire ou navale.

Dans le graphique suivant on peut visualiser l’évolution du prix de titane sur le marché entre 2009 et  2011. La flambée des prix a été causée par la hausse du prix du minerai et la forte demande en titane, en particulier dans le secteur du dessalement ainsi que par la disparition de certaines sociétés exploitant le titane.

              

 

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Les aciers inoxydables

Introduction

L’acier inoxydable est un nom général regroupant divers d’aciers. Il s’agit d’un alliage de fer et de carbone possédant une bonne tenue à la corrosion. Ces aciers contiennent au moins 12 % de chrome qui forme une couche d’oxyde (Cr2O3) à la surface de sorte que l’acier ne rouille pas. Hormis le chrome, l’acier inoxydable peut contenir différentes proportions d’autres matières comme :

  • Le nickel, capable d'améliorer les propriétés mécaniques générales tels que la ductilité (capacité à se déformer sans rompre).
  • Le molybdène ou le titane, qui améliorent la stabilité de l'alliage.
  • Le vanadium et le tungstène, accompagné en général d'une augmentation de la teneur en chrome, pour améliorer la résistance aux hautes températures.

Une des manières d'éviter la corrosion consiste à mettre une quantité importante de chrome dans l'acier (plus de 10,5 % en masse) : le chrome réagit avec le dioxygène de l'air et forme une couche d'oxyde de chrome Cr2O3.

4 Cr + 3 O2 → 2 Cr2O3

Cette couche compacte, adhérente et protectrice est appelée « couche passive ». Elle forme une barrière séparant l'acier de son milieu. En temps normal, elle est invisible car très fine. Ainsi, contrairement à son nom, l'acier n'est pas inoxydable. En effet, il s'oxyde rapidement, et un oxyde protecteur empêchant sa destruction.

Par rapport à une électrode à hydrogène de référence, le potentiel des aciers inoxydables se situe entre le molybdène et le mercure, à environ -1,66 V/ENH ce qui le place non loin du platine (élément pour lequel sa résistance à la corrosion est très forte).

L'addition d’éléments permet de s'adapter au milieu dans lequel doit être utilisé l'acier, et de modifier ses propriétés mécaniques :

  • L'ajout de nickel améliore les propriétés de la couche passive ; celui-ci s'intègre à la couche d'oxyde suivant la réaction :

2 Ni + O2 → 2 NiO

Le nickel est un élément qui permet de rendre l’acier plus malléable, il est alors possible de le travailler plus facilement.

  • Le carbone permet de tremper l'acier et d'obtenir un acier très dur et très solide. Cependant, le carbone a un effet négatif sur la capacité à souder l’acier et il peut piéger le chrome ce qui va gêner la formation de la couche passive et rendre l’acier plus sensible à la corrosion.
  • Le molybdène, le titane et le cuivre améliorent la résistance chimique, en particulier dans les milieux non oxydants.
  • Le niobium a un point de fusion beaucoup plus élevé que le titane et présente des propriétés semblables. Il est utilisé dans les aciers que l’on veut souder à la place du titane qui serait volatilisé pendant l’opération de soudure.
  • Le silicium est aussi utilisé car il a un rôle dans la résistance à l’oxydation, notamment vis-à-vis des acides fortement oxydants (acide nitrique concentré ou acide sulfurique concentré chaud).

Les aciers inoxydables ne peuvent être corrodés à froid qu'en présence d'humidité. Une bonne utilisation des aciers inoxydables nécessite donc un métal d'une très grande homogénéité pour éviter des corrosions locales et pour essayer d’obtenir une couche passive sur toute la surface du métal.

Types d´acier Inoxydable

Les aciers inoxydables peuvent être divisées en 3 types: martensitique, ferritique et austénitique.

Les aciers martensitiques

Ils sont utilisés lorsqu’il faut une résistance mécanique importante. Les plus courants sont constitués de 13 % de chrome et d’au moins 0,08 % de carbone. Il est également possible d’avoir un faible pourcentage de nickel.

Les aciers ferritiques

On trouve dans cette catégorie des aciers à haute teneur en chrome (jusqu'à 27 %), ce qui les rend extrêmement résistants en présence de souffre. Les aciers ferritiques sont principalement utilisés comme première couche de résistance à la corrosion des parois d'équipements sous pression en acier utilisés dans les industries pétrochimique et chimique.

Les aciers austénitiques

Ce sont les plus nombreux et les plus utilisés. Ils présentent une résistance chimique très élevée, une ductilité comparable à celle du cuivre et de très bonnes caractéristiques mécaniques. Dans ces aciers, il y a environ 18 % de chrome et 10 % de nickel. La teneur en carbone est très basse et il est possible d’améliorer leur stabilité en ajoutant des éléments tels que le titane ou le niobium. De par leur excellente ductilité, ces aciers sont utilisés dans une gamme de températures très grande, allant jusqu’à - 200 °C ce qui le rend par exemple utilisable dans le secteur de la cryogénie.

Dans notre étude, nous allons surtout nous intéresser aux aciers austénitiques. Ces derniers sont ceux qui correspondent le mieux aux contraintes liées à la STEP marine.

Types de corrosion

Comme tous les métaux, ces aciers peuvent subir une corrosion chimique uniforme. Ce type de corrosion attaque les surfaces de manière régulière ; on peut alors mesurer la masse perdue par unité de surface et par unité de temps.

D´autres formes de corrosion caractérisent les aciers inoxydables austénitiques et peuvent se révéler très gênantes à l´usage:

         La corrosion intergranulaire, en cheminant entre les microcristaux du métal, finit par désagréger le métal. Elle est liée à la précipitation de carbure de chrome le long des joints. Pour que cette corrosion apparaisse, il faut que trois conditions soient réunis : au moins 0,035 % de carbone, une température de 400 à 800 °C, un milieu extérieur acide avec un fort pouvoir oxydant. Dans notre cas, les températures sont très inférieures donc les risques liés à cette corrosion sont très faibles.

        La corrosion par piqûres est due à la présence accidentelle d'une poussière métallique à la surface du matériau qui, en milieu humide, forme une pile électrique. La surface de l'acier constitue alors la cathode et se corrode. On peut ainsi voir des tôles de 2 mm d'épaisseur se percer en quelques heures. Un milieu à la fois très acide et très oxydant peut produire des effets similaires.

La corrosion par piqûre sera donc la principale difficulté à gérer lors de l’utilisation des aciers inoxydables. Une mesure approximative de la résistance à la corrosion par piqûres est le PRE (Pitting Resistance Equivalent) déterminé de la manière suivant:

PRE = % poids Cr + 3,3 (% poids Mo) + 30 (% poids N)  pour les aciers austénitiques

Plus le PRE est faible, plus notre acier sera résistant à la corrosion par piqûre.

La détermination du PRE d´un acier inox permet de mettre en œuvre mise une analyse comparative entre les différents aciers inoxydables. L´acier 1.4301 a le PRE le plus bas de tous les aciers disponibles. Par conséquent il pourrait parfaitement convenir pour équiper notre STEP. Cependant, il s’avère que cet acier ne résiste pas bien à la corrosion par piqûre. Le PRE n’est qu’un indicateur et il faut toujours se référer à l'expérience pour confirmer la bonne résistance à la corrosion. Il s’avère alors que l’acier AISI 316 TI  (1,4401) est beaucoup plus résistant à la corrosion et possède un PRE assez faible.

Prix de l'acier inoxydable

Chaque année, le prix des minerais pour fabriquer l’acier augmente. Cependant, le coût pour transformer ces minerais en acier ne cesse de diminuer. De ce fait, une légère diminution du prix de l’acier inoxydable a été constatée au cours des dernières années.

Pour l'acier choisi, le prix est un petit peu plus élevé. Ce prix s'explique par la présence de titane, un métal relativement cher. Le prix obtenue se situe alors entre 1,15 et 5,62 $/kg.

Barres d´acier commercialisables

(Source: made in chine)

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Choix final pour les matériaux de la STEP

Au vu des différentes contraintes que ce projet nous impose, le choix des matériaux est très important. Notre objectif est de concilier un prix le plus faible possible et une capacité des installations à durer dans le temps. Ce but poursuivi doit permettre à la STEP de fonctionner dans les meilleurs conditions.

Notre choix s’est donc porté sur les aciers inoxydables, plus particulièrement de type AISI 316 Ti. En effet, même si le titane apporte les meilleurs qualités, son prix est beaucoup trop élevé pour être utilisé à grande échelle sur une installation de ce type. Il est préférable de l'utiliser en cas de conditions plus extrêmes comme par exemple sur les centrales nucléaires ou les fours à très haute température. De plus, le léger pourcentage de titane dans notre acier lui permet d’améliorer considérablement les qualités de notre matériau et donc de lui conférer une bonne résistance à la corrosion. L'utilisation d'un seul métal est également un bon point. En effet, avec l'association de plusieurs métaux, il y a un risque de création d'une pile bimétallique avec apparition d'une forte corrosion sur le métal le moins noble.

 

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Etude de l'étanchéité du bassin

L’étanchéité du bassin supérieur est nécessaire pour plusieurs points de vue. Tout d’abord pour le rendement global de la STEP marine : en effet, si l'eau est pompée dans le bassin supérieur est que celle-ci s’infiltre, c’est une perte brute d’énergie. L’étanchéité est aussi nécessaire pour limiter les impacts sur l’environnement : l’eau salée a un effet stérilisant sur les sols, et pourrait polluer la nappe d’eau phréatique, affecter la faune et la flore locale, etc. Il est donc nécessaire d’assurer l’étanchéité du bassin afin d’avoir un meilleur rendement ainsi qu’une acceptabilité sociale plus facile.

Bassin étanchéifié avec une géo-membrane

(Source : Etanchéité SOCOFI)

 

Il existe plusieurs moyens pour imperméabiliser le fond du bassin. Une première solution envisagée serait de le recouvrir d’une géo-membrane, soit en Poly Ethylène Haute Densité (PEHD), soit en éthylène-propylène-diène monomère (EPMD). Une autre possibilité serait de récupérer la craie qui est dans le sol et qui sera excaver lors de la construction du bassin, de la traiter, de la compacter et de l’utiliser comme couche imperméable. Enfin, une dernière option serait de recouvrir le fond du bassin avec du béton bitumineux.

Ces choix vont donc être étudiés, en comparant leurs avantages et inconvénients. La craie sera étudiée dans une première partie, en expliquant ses caractéristiques et la méthode pour étanchéifier le bassin avec ce matériau. Les géo-membranes et le béton bitumineux seront détaillés dans une seconde partie. L’intégration de la partie économique afin de déterminer la solution la plus pertinente pour la STEP marine sera effectuée dans la conclusion.

 

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La craie

Plusieurs études ont déjà été réalisées sur la craie, et notamment sur celle se trouvant dans le « Pays de Caux », un plateau situé en Haute-Normandie. Sa couche géologique de surface est majoritairement de la craie,ce qui est facilement observable sur les falaises d’Etretat. Cette craie est blanche, et elle contient des couches de silex espacées de 0,2 à 1,3 mètre. Sa porosité est voisine des 40 % et sa teneur en eau à saturation autour des 20-25 %. Sa perméabilité est elle aussi plutôt importante car elle a été mesurée autour de 10-4 m.s-1, ce qui fait environ 36 cm par heure,  négligeable.

 

La craie est une roche poreuse, perméable en petit et perméable en grand : elle est perméable dans toute sa masse du fait de la présence d’un réseau de pores de taille suffisante pour permettre la circulation de l’eau, mais en plus de cela elle comporte des fissures qui permettent un écoulement encore plus rapide. De ce fait, la craie du « Pays de Caux » est un grand aquifère qui sert à alimenter Paris en eau potable.

Une solution imaginée serait d’utiliser cette craie pour effectuer l’étanchéité du bassin. En effet, comme il est prévu de faire une excavation pour le bassin, il est possible de récupérer une quantité non négligeable de craie. Mais elle ne peut pas être utilisée tel quelle. Il n’y a pas de réglementation sur les retenues d’eau salée en France. Nous allons donc nous baser sur un site qui a des réglementations plutôt strictes : une décharge. Pour ce type d’installation, il faut que la perméabilité de la craie soit inférieure à 10-6 m.s-1 sur une épaisseur de 5 mètres. Ensuite, il faut s’assurer de la durabilité de cette étanchéité au contact de l’eau de mer.

Une étude du BRGM a déjà été réalisée sur un site similaire en Normandie, à Anneville-Ambourville, près de Rouen, soit à 60 km de notre site. Ces données vont donc être utilisées. A cet emplacement, plusieurs essais ont été effectués avec de la craie naturelle, de la craie broyée et compactée, et de la craie broyée et mélangée avec 10 % de bentonite. Les résultats finaux sont résumés dans le tableau-ci-dessous.

Tableau des perméabilités en fonction des craies utilisées :

De ces trois solutions, la seconde, avec la craie broyée et compactée seulement,  est la mailleure car l’étude à révélé des échanges d’ions avec la bentonite lors des tests avec le jus de décharge, une réaction non maîtrisée qu'il est préférable d'éviter. De plus, cette solution est facile à mettre en œuvre puisque la craie va être excavée. Il est possible que cette excavation ne permette pas de récupérer suffisamment de craie; néanmoins, dans ce cas, les quantités à importer sur place ne sera pas très élevées. La mise en place est assez simple avec la venue d’engins de travaux publics assez courants.

Il y a tout de même plusieurs inconvénients. Le premier serait l’épaisseur de cette couche : 5 mètres. Il faut donc excaver 5 mètres de plus sur toute la surface de bassin de 1,7 km² pour garder le même volume d’eau dans la retenue et ne pas fausser le dimensionnement fait précédemment, ce qui occasionnerait un surcoût très important. Il faut aussi noter que la perméabilité reste tout de même relativement élevée.

 

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Les géo-membranes et le béton bitumineux

En étudiant d’autres projets où une étanchéité a été réalisée, une utilisation fréquente de géo-membranes a été observée. Celles-ci sont plutôt efficaces au niveau de la perméabilité, mais elles sont fragiles et difficiles à poser. Les deux les plus utilisées sont celles en polyéthylène haute densité (PEHD) ou en éthylène-propylène-diène monomère (EPDM). C’est d’ailleurs cette seconde membrane qui a été utilisée sur le bassin supérieur de la STEP marine d’Okinawa au Japon. Il a aussi été remarqué que, lors de la création d’une STEP avec un bassin supérieur artificiel aux Etats-Unis, c’est du béton bitumineux qui a été utilisé. C’est le même béton qui est utilisé pour assurer l’étanchéité des routes et de certains ouvrages d’arts en France. Les caractéristiques fonctionnelles, dimensionnelles et mécaniques de ces différents matériaux vont être, par la suite, être évaluées.

Le béton bitumineux, aussi connu sous le nom d’asphalte, est généralement utilisé comme couche supérieure, i.e. la couche de roulement, pour toute la voirie. Cette couche est généralement imperméable pour protéger la structure inférieure. Le bitume sert de liant autour des graviers et des granulats de cette couche. Il existe une grande variété de béton bitumineux, mais celui qui est dorénavant le plus utilisé et qui parait le mieux convenir à notre utilisation est le béton bitumineux très mince (BBTM). Il s’agit d’un enrobé à chaud d’environ 2,5 cm d’épaisseur. Il est constitué de sable fin et de gravillons, liés avec un bitume modifié par l’ajout de poudre de caoutchouc ou de fibres synthétiques, pour obtenir une meilleure durabilité. Il n'a pas été possible de trouver des données précises sur la perméabilité de ce matériau, mais elle est supposée meilleure que celle de la craie dans la partie précédente. La mise en place de cet asphalte est par contre assez contraignante car il faut différentes couches pour stabiliser le sol, comme pour une route classique, donc cela va nécessiter un investissement assez conséquent.

 

Béton Bitumineux

(Source : Enrobé)

Les géo-membranes sont généralement homogènes et de couleur grise ou noire. Elles sont fabriquées à partir de résine vierge, environ 90 %, d’antioxydants, d’anti-UV et de stabilisants. Elles ont une épaisseur variant de 1 à 5 mm et une largeur de lé comprise entre 1,5 et 4 mètres. Leur perméabilité est inférieure à 10-5 m.jour-1, soit 10-10 m.s-1. Elles ont aussi l’avantage d’être assez stables pour les températures extérieures dans nos régions (entre – 30 °C et 80 °C). La différence de composition donne aux géo-membranes des propriétés mécaniques différentes. La résistance physico-chimique est également importante dans cette comparaison, ainsi que la facilité de mise en œuvre.

Les géo-membranes en PEHD présentent une grande inertie vis-à-vis de nombreux produits chimiques. Elles sont cependant délicates à mettre en œuvre du fait de leur manque de souplesse, de leur forte dilatation thermique, et de la technicité de leur raccordement. De plus, elles sont sensibles au phénomène de fissuration sous contrainte. Celles en EPDM sont beaucoup plus faciles à mettre en œuvre du fait de leur souplesse, mais leur raccordement est aussi plutôt difficile. Peu de de données existe sur leur résistance chimique et leur durabilité par absence de retour d’expériences en France.

Bassin étanchéifié avec une membrane bitumineuse

​(Source : Kipopluie)

Le fait que les raccordements soient plutôt difficiles et techniques, ce qui est très contraignant pour notre bassin qui s’étend sur plus de 1,7 km², une autre géo-membrane plus facile à mettre en place a été cherchée. Cela nous permettra de faire une comparaison plus pertinente de toutes nos possibilités.

Un bon compromis a été trouvé parmi toutes ces solutions avec les géo-membranes bitumineuses. Elles sont faciles à mettre en place car elles présentent une bonne soudabilité. Leurs principaux inconvénients sont la faible résistance aux hydrocarbures, ce qui n’est pas un problème pour notre étude de cas, ainsi que la sensibilité à la perforation racinaire. Mais celle-ci est plus chère que les géo-membranes précédentes.

 

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Choix final

Cette étude des différentes solutions pour réaliser l’étanchéité du bassin permet de dresser un tableau les regroupant toutes pour analyser laquelle sera la plus intéressante pour notre STEP.

Tableau récapitulatif des solutions envisagées

Il a été décidé de choisir la solution avec la géo-membrane bitumineuse car c’est celle qui présente le meilleur compromis entre la durabilité (avec la jointure facile), l’efficacité de l’étanchéité (perméabilité de 10-10 m.s-1), le coût et la facilité de la mise en œuvre.

Pour remédier au problème de faible résistance aux perforations racinaires, un Dispositif d’Etanchéité par Géo-membrane (DEG) est envisagé:

 

Schéma d'un Dispositif d'Etanchéité par Géo-membrane

(Source : Article Les géomembranes, de Stéphane LAMBERT)

La structure de support sera formée d’une couche de craie broyée compactée d’environ 10 cm juste en dessous du géotextile de filtration, pour protéger des racines. Une deuxième couche d’une épaisseur similaire sera aussi mise en place sur le géotextile de protection afin de protéger correctement l'étanchéité de toute agression provenant du bassin.

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Etude environnementale et sociale

Cet onglet présente les axes d'étude du binôme 3 composé de Barbara Favier et Lucie Maillier.

Etude des impacts environnementaux

L'étude d'impact est une analyse des effets locaux sur l'environnement. Les étapes de fabrication des matériaux et de leur recyclage en fin de vie ne sont pas considérées. L'analyse du cycle de vie prend en compte ces étapes, les résultats sont donnés sous l'onglet  "Interprétation des résultats".

L'étude d'impact sera réalisée en suivant le Code de l'environnement. Six rubriques composent cette étude :

  • Analyse de l’état initial : Il s'agit d'un constat des données du terrain telles que la géologie, l'hydrologie et le climat.
  • Étude des effets sur l’environnement et la santé (temporaires, permanents, directs, indirects et cumulatifs).
  • Explication des mesures envisagées pour supprimer, réduire et compenser si possible les conséquences dommageables du projet sur l’environnement. Les mesures compensatoires doivent être réalisées au plus près du projet.
  • Présentation des alternatives possibles au projet : il s'agit de présenter les raisons pour lesquelles du point de vue de l’environnement le projet a été retenu.
  • Présentation des méthodes et des difficultés rencontrées pour réaliser l’étude d’impacts.
  • Rédaction d'un résumé non technique à destination de la population.

Nous n'avons pas traité certaines rubriques de l'étude d'impact. Ainsi, aucune alternative au projet n'a été envisagée. Cependant, nous avons étudié les avantages d'une STEP marine par rapport à d'autres ouvrages hydroélectriques. D'autre part, les méthodes ne seront pas explicitées, n'ayant pas pu faire d'étude terrain. Enfin, le résumé non technique n'a pas d'intérêt pour ce projet fictif. En effet, cette étude d'impact n'est pas destinée à l'enquête publique.

 

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Etat initial

Dans cette partie, nous caractérisons la zone d'implantation de la STEP. Pour cela, nous nous intéressons aux statuts de protection du site, à sa géologie et à l'identification des espèces animales et végétales présentes sur la commune d'Elétot. L'objectif est de mettre en évidence s'il y a des espèces protégées, et lesquelles sont elles le cas échéant. Pour cela, nous avons contacté des associations locales et des organismes de protection de la nature pour connaître leurs relevés floristiques et faunistiques de la zone étudiée.

Les structures contactées et les bases de données consultées sont :

  • L'Inventaire National du Patrimoine Naturel (INPN)
  • Le Muséum National d'Histoire Naturelle (MNHN)
  • L'Association Entomologique et Invertébriste de Haute-Normandie (ASEIHN)
  • La Direction Régionale de l'Environnement, de l'Aménagement et du Logement (DREAL) Haute-Normandie
  • Le Conseil Général de Seine-Maritime
  • Le Conservatoire Botanique National de Bailleul
  • Le Système d'Information et de Gestion - Eaux souterraines Seine-Normandie
  • Le Bureau de Recherches Géologiques et Minières (BRGM)

1) Facteurs physiques

- Hydrogéologie

Sur notre zone, il n'y a ni cours d'eau, ni point d'eau et ni zone humide. Les sols d'Elétot sont constitués de terrains crayeux du Crétacé supérieur de type Coniacien craie blanche à silex à Micraster cortestudinarium. Le lessivage des sols peut être important.

Concernant la vulnérabilité des sols à l'infiltration des eaux, nous l'avons représentée sur le logiciel ArcGis.Pour cela, nous avons utilisé l'Indice de Développement et de Persistance des Réseaux (IDPR). Cet indice illustre la capacité des formations du sous-sol à laisser ruisseler ou s’infiltrer les eaux de surface. L'IDPR est défini grâce à l’analyse du MNT et des réseaux hydrographiques naturels, en fonction de la géologie. La carte ci-dessous présente les IDPR dans la région de notre zone d'étude.

Sur la zone d'étude, les IDPR sont inférieurs à 400. Ces valeurs traduisent des formations de sous-sol laissant s'infiltrer les eaux de surface. L'infiltration des eaux de surface est donc un paramètre à prendre en compte dans la conception de la STEP.

- Climatologie

En Haute-Normandie, le climat est de type océanique humide avec des précipitations moyennes annuelles de 800 à 1 000 mm. La température moyenne est de 10 à 11 °C à Elétot avec une cinquantaine de jours de gelées par an. Les amplitudes thermiques sont assez faibles et les températures ne descendent que très rarement en dessous de -15°C. Les vents dominants sont de sud-ouest à ouest. Les vents de nord-est sont également fréquents.

Après étude de la zone, il n'y a ni risque de séisme et ni risque d'inondation. Les risques naturels se limitent à l'érosion de la falaise. Celle-ci est estimée à 20 cm par an pour le Pays de Caux.

2) Facteurs humains

- Paysage

Le paysage actuel est marqué par la présence des falaises et de champs agricoles. Les falaises constituent un milieu naturel non impacté. La photographie suivante illustre ce paysage.

Photographie aérienne illustrant le paysage initial de la zone d'Elétot

(Source : Photographie aérienne Google Maps)

- Activités économiques de la région

La principale activité économique de la région est l'agriculture. Elétot compte 7 exploitations agricoles pour un total de 342 hectares. Très peu de commerces et artisans exercent sur la commune.

3) Facteurs biologiques

- Statuts de protection du site

La valleuse d’Elétot est classée Espace Naturel Sensible (ENS) par le département. Il s'agit du conseil général qui décide de classer une zone en ENS et met en œuvre une politique de gestion adaptée. Concernant la valleuse d'Elétot, son aménagement, sa gestion et son entretien ont été confiés au Conservatoire du Littoral. Ce conservatoire est un établissement public en charge de la préservation et l'aménagement des côtes et rivages lacustres. Les ENS ont aussi pour vocation d'être ouverts au public par la création notamment de circuits pédestres, d'itinéraires dédiés aux sports de nature et/ou d'activités d'éducation à l'environnement. Les espaces naturels sensibles visent donc la préservation et la valorisation de sites naturels. Pour acquérir ce site afin d'y installer notre STEP marine, les négociations se feraient alors avec le Conservatoire du Littoral et les propriétaires des terrains concernés.

Photographie de la valleuse d'Elétot

(Source : Site de photographies de lieux remarquables)

De plus, le bord des falaises est intégré au sein d'une Zone Naturelle d'Intérêt Écologique Floristique et Faunistique de type 2. Il s'agit de « grands ensembles naturels riches et peu modifiés, offrant des potentialités biologiques importantes ». Les ZNIEFF déterminent les secteurs qui pourraient être intégrés dans le futur réseau européen Natura 2000. Cette classification n'a pas de portée juridique directe. Cependant, elle permet d'identifier des zones pour lesquelles il est important d'ouvrir des négociations en cas d'aménagements. La ZNIEFF d'Elétot s'étend sur 400 m dans les terres à partir du bord de la falaise.

Le Milieu marin est une Zone de Protection Spéciale (ZPS) sur 40 km. Cette protection concerne les oiseaux en établissant une liste des espèces les plus menacées afin d'assurer leur conservation. La carte ci-dessous permet de visualiser les zones de protection spéciale et les sites d'intérêt communautaire pour la commune d'Elétot.

             

Carte des zones de protection spéciale et des sites d'intérêt communautaire pour la commune d'Elétot

(Source : Portail Natura 2000)

Aucun statut de protection n'empêche la construction de la STEP dans cette zone. Toutefois, les statuts sont à considérer dans la gestion du site.

- Relevés floristiques

Sur la commune d'Elétot, 209 taxons ont été identifiés. Cependant, aucun n'est protégé. De plus, la zone d'implantation est principalement constituée de champs agricoles en grandes cultures. Les cultures principales sont le blé tendre, les fourrages, la betterave et l'orge. La végétation naturelle y est donc peu présente.

- Relevés faunistiques

  • Oiseaux et mammifères

D'après les inventaires réalisés par l'INPN, une espèce d'oiseau et trois espèces de mammifères ont été recensées sur la commune d'Elétot.

Tableau : Liste des espèces d'oiseaux et de mammifères recensées sur le site
Oiseau / mammifère Nom latin Nom commun Statut de protection
Oiseau Uria aalge Guillemot de Troïl Protégé
Oiseau Falco peregrinus anatum Faucon pélerin Protégé
Oiseau Fulmarus glacialis Fulmar boréal Protégé
Mammifère Capreolus capreolus Chevreuil européen Non protégé
Mammifère Microtus arvalis Campagnol des champs Non protégé
Mammifère Sus scrofa Sanglier Non protégé

Les espèces de mammifère ou d'oiseau protégées sont donc le Guillemot de Troïl, le Faucon pélerin et le Fulmar boréal. Le Guillemot de Troïl est protégé par la Directive européenne du 2 avril 1979 concernant la conservation des oiseaux sauvages. De plus, il est nommé dans l'arrêté interministériel du 9 juillet 1999 listant les espèces de vertébrés protégées menacées d'extinction en France et dont l'aire de répartition excède le territoire d'un département. Les autres espèces sont nommées dans la liste rouge régionale. Cependant, la préoccupation les concernant est mineure. Le Faucon pélerin est considéré comme sécurisé depuis 2007, c'est-à-dire qu'il n'est plus en danger d'extinction dans cette zone.

Ces trois espèces d'oiseaux sont des nicheurs. Leurs habitats se situent sur les falaises et ils dépendent des ressources de la mer pour se nourrir.

  • Insectes

D'après l'Association Entomologique et Invertébriste de Haute-Normandie, il semble peu probable de trouver des insectes protégés sur la commune d'Elétot. La région Haute-Normandie présente une faible diversité en terme d'espèces d'insectes protégées.

Nous avons contacté le département de Seine-Maritime pour consulter leur inventaire réalisé sur la commune d'Elétot. Le Conseil Général nous a transmis leur inventaire des Lépidoptères sur 5 Espaces Naturels Sensibles de la Seine-Maritime. Trois espèces ont été recensées. Il s'agit de la Mélanippe coupée (Perizoma alchemillata), de l'Idea seriata et de la Cidarie ochratée (Ecliptopera silaceata). Aucune de ces espèces n'est protégée. Ce sont des espèces remarquables considérées comme assez rares.

Nous n'avons pas eu accès aux inventaires concernant les autres groupes d'insectes. Nous avons donc considéré qu'il n'y a aucune espèce d'insectes protégée sur la zone d'étude, comme l'avait mentionné l'ASEIHN.

  • Reptiles et amphibiens

L'INPN n'a recensé aucune espèce de reptile ou d'amphibien sur la commune d'Elétot. Nous avons voulu comparer avec les données de communes proches. Or ces relevés ne sont pas représentatifs puisque les milieux naturels humides favorables aux espèces recensées ne sont pas présents sur la commune d'Elétot. Nous avons considéré qu'il n'y a pas sur le site étudié de reptile ou d'amphibien.

  • Faune marine

Afin d'étudier la faune marine, nous avons contacté l'Institut Français de Recherche pour l'Exploitation de la Mer (IFREMER). Cet institut n'a pas pu nous accorder suffisamment de temps. De ce fait, nous avons considéré les données de l'INPN relevées sur Fécamp. Il existe une continuité biologique entre Fécamp et Elétot, la mer n'étant pas un milieu fermé. Cinq espèces de poissons ont été recensées. Nous les présenterons dans le tableau ci-dessous, avec leur statut de protection associé.

Tableau : Liste des espèces piscicoles recensées à Fécamp
Nom latin Nom commun Statut de protection
Anguilla Anguilla Anguille européenne Convention pour la protection du milieu marin de l’Atlantique du Nord-est (Convention OSPAR)
Oncorhynchus kisutch Saumon coho Non protégé
Salmo Salar Saumon atlantique

- Directive européenne du Conseil du 21 mai 1992 concernant la conservation des habitats naturels ainsi que de la faune et de la flore sauvages

- Convention relative à la conservation de la vie sauvage et du milieu naturel de l’Europe (Convention de Berne, signée le 19/09/1979)

- Convention pour la protection du milieu marin de l’Atlantique du Nord-est (Convention OSPAR)

Salmo Trutta Trutta Truite de mer Arrêté interministériel du 8 décembre 1988 fixant la liste des espèces de poissons protégées sur l'ensemble du territoire national
Salvelinus fontinalis Omble de fontaine Non protégé

La diversité piscicole marine est donc faible aux alentours d'Elétot. Cependant, elle est à prendre en compte dans l'aménagement de la STEP afin de limiter la mortalité piscicole.

 

Nous étudierons par la suite les effets de la construction de la STEP marine sur cet écosystème. Nous tenterons de proposer des mesures permettant de retrouver un équilibre semblable celui observé avant toute modification. Nous envisagerons également les possibles avantages pour la faune et la flore.

 

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Effets sur l'environnement

Nous nous intéresserons aux différents types d'effets sur l'environnement : temporaires, permanents, directs et indirects. Nous découperons notre raisonnement en deux parties. Tout d'abord, nous étudierons les effets dus au chantier de construction de la STEP. Ensuite, nous verrons les effets permanents liés au fonctionnement quotidien de cette installation.

1) Les effets temporaires

La durée du chantier étant évaluée à environ 5 ans, les impacts liés aux travaux sont conséquents. Nous avons identifié sept effets négatifs que nous détaillerons ci-après.

  • Impact visuel

La phase de travaux va occasionner une gêne visuelle importante. En effet, la présence d’engins de travaux, le stockage de matériel, la saleté de la chaussée en temps de pluie et la modification constante du paysage au cours des actions menées vont créer un environnement peu attrayant. Ainsi lorsque la retenue va être creusée et que les digues vont être construites par exemple, la craie normalement sous-terraine sera visible. Le paysage sera donc profondément différent.

  • Impact acoustique

Durant la phase de travaux, une gêne sonore sera occasionnée sur la zone. Les agences sanitaires demandent la prise en compte du bruit émis afin d’évaluer les risques potentiels et de les limiter pour la population locale. Pour cette construction, les principales sources productrices de bruit sont celles habituellement rencontrées lors de chantiers. Tout d’abord, il y aura l’intensification du trafic routier expliquée par les passages de camions pour le transport de matériaux et pour le ravitaillement en carburant des autres machines. Ensuite, les nombreuses machines nécessaires à la réalisation de la structure généreront du bruit telles que les engins de démolition, les engins de terrassement ou encore les bruits de moteurs. On peut citer comme activités sources de bruit le creusement dans la craie par la tarière, l’installation des canalisations, les travaux de terrassement et les travaux d’aménagement.

La gêne sonore s’évalue grâce aux mesures réalisées par un décibelmètre. Il a été établi par les agences sanitaires des seuils afin de quantifier les risques associés au bruit. Le seuil d’alerte a été défini à 85 décibels (dB), alors que le seuil de danger est à 90 dB. Cela signifie qu’au-delà de 85 dB, un risque pour l’audition des personnes existe et est à prendre en compte. Quant aux douleurs, celles-ci sont ressenties pour une gêne sonore évaluée entre 120 et 130 dB. En moyenne, un camion émet 80 à 85 dB dans les 20 m.

  • Impact lié aux vibrations

Pendant la phase de travaux et notamment lors du creusement de la craie pour mettre en place les canalisations et constituer la retenue d’eau, des vibrations vont être produites. Ceci peut occasionner une gêne pour les populations environnantes. Il a ainsi été montré que les vibrations dues à des travaux peuvent provoquer un inconfort, des troubles du sommeil ou du stress chez les personnes exposées. De plus, les ouvriers du chantier seraient également exposés à cette gêne. Ces vibrations peuvent alors être à l’origine de douleurs au dos pour les ouvriers conduisant des engins producteurs de vibrations.

Les vibrations produites par les travaux se propagent sous forme d’ondes dans le sol et peuvent y être amplifiées. Depuis 1985, cette gêne due aux vibrations est prise en compte par la norme ISO 2631.

D’autre part, des vibrations excessives peuvent causer la fragilisation des bâtiments à proximité. Il est donc essentiel de prédire la force des vibrations qui seraient produites.

  • Impact sur la qualité de l'air

Lors des travaux, des poussières de craie seront émises pouvant générer des impacts sanitaires pour les individus. En effet, la poussière de craie irrite à la fois les yeux, la peau et le système respiratoire. Les troubles respiratoires sont les impacts les plus fréquents en présence de poussière de craie, notamment pour les enfants étant les plus sensibles. En respirant de telles poussières, des toux et des crises d’asthme peuvent être causées car les voies respiratoires s’obstruent. Les troubles respiratoires sont variables selon les individus, mais facilement identifiables.

  • Impact sur les émissions de polluants

L’intensification du trafic routier sera source d’émissions de polluants dans l’atmosphère. En effet, l’usage des combustibles libérera différents gaz et particules. On s’intéressera notamment au monoxyde de carbone (CO), aux composés organiques volatils (COV), aux oxydes d’azote (NOx), au dioxyde de carbone (CO2) et aux particules en suspension (PM 10). Ces polluants atmosphériques résultent de la combustion de produits pétroliers lors de l’utilisation de véhicules (engins, automobiles et camions).

Le CO est issu de la combustion incomplète du carbone et est émis par les véhicules circulant à faible vitesse. Etant un précurseur de formation de l’ozone, le CO est à prendre en compte dans les zones urbanisées. Les COV sont un ensemble de polluants d’origine anthropique, capables de produire des polluants photochimiques en présence de lumière. Dans notre cas, il s’agit d’hydrocarbures émis lors du remplissage des réservoirs des véhicules. Les oxydes d’azote sont, quant à eux, impliqués dans les pluies acides et dans la formation d’ozone dans la basse atmosphère. Le CO2 est un gaz à effet de serre émis lors de la combustion du pétrole, et participant au réchauffement climatique à l’échelle mondiale. Enfin, les PM 10 sont les particules de diamètre inférieur à 10 µm causant des troubles respiratoires. En effet, elles peuvent pénétrer au sein des poumons et dès lors gêner le processus de respiration.

Afin de quantifier les émissions de ces polluants, nous estimons le nombre de kilomètres parcourus par les camions. Nous considérons un total de 289 camions nécessaires au chantier, donnée utilisée lors de la réalisation de l'ACV. Nous nous intéressons au surplus d'émissions sur un rayon de 10 km autour du chantier. On suppose une vitesse moyenne de 20 km/h sur le chantier et de 60 km/h en dehors pour les poids lourds. Pour estimer le nombre de kilomètres parcourus pour chaque vitesse, nous avons considéré que 7 kilomètres seraient parcourus à 20 km/h et les 3 autres à 60 km/h. Grâce aux données de la littérature, nous avons pu estimer les émissions des polluants cités précédemment et calculer des totaux.

Tableau des surplus d'émissions dus au trafic routier du chantier

(Source : Fédération d'associations de surveillance de la qualité de l'air)

Suite aux travaux, les surplus d'émissions de polluants atmosphériques ne seraient pas négligeables. Ils sont de l'ordre de quelques tonnes. Le polluant majoritairement émis serait le CO2. Les 5 années estimées de chantier auraient un réel impact sur la qualité de l'air locale.

  • Impact sur la faune

Durant les travaux, la zone sera fortement encombrée par des machines et engins, des matériaux stockés et un personnel très nombreux sur place. De plus, des passages seront effectués très régulièrement, gênant la tranquillité du site. De ce fait, la faune présente sera dérangée et ne pourra plus se déplacer comme avant.

Les relevés faunistiques montrent une faible diversité animale sur la commune d’Elétot. Cependant, les quelques chevreuils, campagnols ou autres petits mammifères seront fortement impactés par les mois de travaux. Les différents impacts cités précédemment – les impacts liés au bruit et aux vibrations – réduiront les possibilités d’habitats pour ces espèces. L’écosystème établi avant la construction sera entièrement détruit. Durant cette phase de chantier, aucun équilibre ne pourra être recréé. Les espèces subiront directement les gênes. La continuité écologique du littoral est menacée. Il est possible que ces années de travaux causent la disparition de plusieurs espèces sur la commune d’Elétot, celles-ci ne pouvant plus s’établir durablement.

  • Impact sur la qualité des eaux et sols

Durant les travaux, de nombreux produits vont être utilisés. Il est important de les identifier et de prendre en compte leur utilisation afin d’assurer le respect des compartiments eau et sol du site. Ainsi, la fabrication de béton sur le site du chantier par exemple peut occasionner une pollution des sols et des nappes phréatiques lors du lavage de la centrale.

D’autre part, les diverses eaux de ruissellement sont à prendre en compte sur le chantier.

2) Les effets permanents

Le fonctionnement quotidien de la STEP générera des effets sur l'environnement. Nous en avons dénombré neuf que nous présenterons par la suite.

  • Impact visuel

Il y aura une gêne visuelle permanente du fait de la transformation du paysage. Les champs actuels seront supprimés. Le nouveau paysage sera constitué d’une sorte de butte due à la mise en place des digues. De plus, l'accès à la plage devrait être limitée par des grillages du fait de la présence de l'usine à proximité. Cette gêne visuelle peut avoir comme impact indirect la perte de valeur foncière des habitations et des terrains alentours et une diminution du tourisme sur la zone. Actuellement, plusieurs sentiers de randonnées dont le GR 21 passent par la commune d’Elétot. L'impact visuel lié à la STEP serait à la fois direct pour la population d'Elétot et indirect par la répercussion sur le tourisme et la valeur foncière des terres.

  • Impact acoustique

L'impact acoustique serait dû à la présence des lignes haute tension qui gênèrent un bourdonnement. L'usine serait source de nuisances sonores. Cependant, elle serait sous-terre, de ce fait les nuisances ne devraient pas affecter la population locale. Il est possible que cela perturbe la faune locale, notamment les oiseaux nicheurs.

  • Impact lié à l'installation de lignes haute tension

L’intégration au réseau électrique de la STEP implique l’installation de pylônes électriques tous les 400 m sur une distance de 17,5 km. Tout d’abord, ces équipements électriques auraient un réel impact visuel négatif sur toute la zone autour d’Elétot, étant visibles de loin. De plus, les lignes électriques sont source de bruit. En effet, des bourdonnements sont générés par ionisation des molécules d’air et par le vent. Ces impacts sonores permanents peuvent être à l’origine de stress, d’insomnie et d’inquiétude pour les personnes résidant près de telles structures. Le sentiment d’insécurité et la peur des possibles risques pourraient être à l’origine d’une controverse lors de l’implantation du réseau électrique. A ce jour, les experts ne sont pas fixés sur les conséquences sanitaires liées à ces installations électriques. Les effets sur l’être humain, notamment ceux du champ magnétique, sont toujours à l’étude. Enfin, ces lignes électriques représentent un danger pour les oiseaux, notamment les plus gros qui meurent par électrocution. On estime en Europe qu’environ 10 000 oiseaux meurent ainsi chaque année.

  • Impact sur les falaises

Des conduites seraient installées entre la retenue créée sur les falaises et l’usine située à proximité de la mer. Les conduites ne seraient pas visibles et seraient donc enfouies dans la craie. Un schéma de l'installation est visible dans l'onglet "Dimensionnement des conduites forcées". Suite aux calculs réalisés pour le dimensionnement de l’installation, quatre conduites seraient creusées d’un diamètre de 7,6 mètres. On peut considérer que l’emprise des conduites sur la falaise serait très importante. L’eau passant par ces canalisations serait à l’origine de vibrations et de bruit.

Les falaises ne seraient donc plus un lieu de vie apaisant pour les oiseaux nicheurs tels que le Faucon Pèlerin, le Fulmar Boréal et le Guillemot de Troïl. Ces trois espèces d’oiseaux sont à ce jour très peu présentes sur le littoral normand. La construction de la STEP aggraverait la situation des oiseaux nicheurs en Normandie. La diversité animale serait donc atteinte.

  • Impact sur les poissons

Lors du pompage de l’eau, il y a un risque d’aspiration de la faune marine dans les canalisations. Ceci pourrait entraîner une mortalité au niveau du point d’aspiration.

  • Impact sur la température de l'eau de mer

La création d’une retenue d’eau occasionne un réchauffement de l’eau. Celui-ci est à prendre en compte quant à l’impact qu'il peut avoir sur la faune marine lors des vidanges. En effet, les poissons sont des organismes poïkilothermes. Ils n’ont ainsi pas la capacité de réguler la température de leur corps. Elle varie selon la température du milieu dans lequel ils se trouvent. Une augmentation locale de la température pourrait donc les affecter.

La température corporelle des poissons intervient en effet sur des fonctions vitales de l’organisme telles que la croissance, l’activité hormonale et la reproduction. Ainsi, une élévation de la température de l’eau et donc de la température corporelle provoque une accélération du métabolisme de l’organisme, ce qui engendre une stimulation de la croissance.

D’autre part, la température a une influence sur la solubilité des gaz dans l’eau. Une augmentation de la température de l’eau a pour effet de diminuer la solubilité de l’oxygène et donc de le rendre moins disponible pour les êtres vivants. Or l’élévation de la température accroît la demande en oxygène des poissons du fait de l’accélération de métabolisme.

Cependant, le réchauffement de l’eau va dépendre de la durée de retenue de l’eau dans le lac et donc de la gestion de la STEP. Ainsi, une gestion prévoyant des vidanges journalières diminuerait le temps de séjour de l’eau dans le lac et donc son réchauffement. En effet, l’eau de mer pompée quotidiennement viendrait alors diminuer la température de l’eau stagnante dans la retenue. Si une augmentation de la température est de tout de même observée, elle sera certainement très locale. Ceci pourrait alors avoir un impact de perte faible de biodiversité locale.

  • Impact sur la nappe phréatique

Il semblerait que la nappe phréatique soit trop profonde pour être impactée par cette installation.

  • Impact sur le sol

L'étanchéité de la retenue serait assurée. Il n'y aurait donc pas d'infiltration d'eau salée dans le sol.

  • Impact causé par les produits d'entretien

A priori, un auto-nettoyage des canalisations serait assuré par le passage de l'eau dans les 2 sens. Il n'y aurait donc pas de nécessité d'utiliser des produits d'entretien afin d'éviter la présence d'algues.

 

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Mesures compensatoires

Dans cette partie, nous présenterons les mesures de gestion afin de diminuer ou supprimer les effets négatifs décrits précédemment (Cf. Effets sur l'environnement). Nous proposerons pour chaque effet identifié une ou plusieurs mesures de gestion adaptées.

1) Mesures liées au chantier

  • Impact visuel

Pour diminuer l’impact visuel, il peut être envisagé d’installer une clôture grillagée sur plots en béton armé. La mise en place d’un socle pour les clôtures permettrait de réduire les dégradations liées à la curiosité des passants et éviter les graffitis. En effet, sur des palissades classiques, ces dégradations sont courantes et aggravent alors la gêne visuelle.

  • Impact acoustique

Afin de limiter les bruits de chantier, des mesures de réduction de l’impact acoustique seraient définies avant le début des travaux. Pour les ouvriers et techniciens du chantier, le port du casque serait rendu obligatoire, et les machines utilisées conformes aux normes. De plus, les seuils limites de fonctionnement (nombre d’heures par jour) pour le personnel seraient contrôlés. Quant aux habitants d’Elétot, des affiches seraient posées afin de les informer du chantier en cours, de sa durée et des phases les plus bruyantes. Les jours de repos seraient respectés (week-ends et jours fériés). Enfin, les engins les plus bruyants seraient éloignés des zones de vie, dans la mesure du possible.

  • Impact lié aux vibrations

Afin de limiter les impacts causés par les vibrations, il faudrait tout d’abord s’assurer de la solidité du bâti préexistant à proximité du chantier avant le début de celui-ci. Ainsi, les dégâts matériels seraient pensés et limités.

Pour la phase de travaux, il conviendrait de sélectionner au préalable les engins les moins vibrants et de former les opérateurs sur les méthodes de travail à appliquer. Ces premières mesures de gestion préviendraient les risques sanitaires pour les employés et diminueraient les vibrations. De plus, durant les années de travaux, l’entretien du matériel serait nécessaire afin de garantir son bon fonctionnement et de conserver ses qualités. Enfin, le déplacement des engins serait à privilégier sur des surfaces les plus régulières possibles.

La gêne serait ainsi prise en compte dès l’amont des travaux. Des contrôles des vibrations causées, du matériel utilisé et des utilisations par le personnel pourraient être effectués.

  • Impact sur la qualité de l'air

Afin de limiter les impacts causés par la poussière de craie, différentes mesures seraient à mettre en place pour le personnel du site, très exposé, et les habitants de la commune. Tout d’abord, les employés du chantier auraient à leur disposition des lunettes de protection et des masques couvrant la bouche et le nez. Les riverains seraient avertis des risques potentiels afin d’identifier plus facilement les troubles occasionnés. Les engins circulant dans la zone ne pourraient pas dépasser les 30 km/h afin de limiter la création de poussières. Lors des périodes de grand vent, des mesures de protection et/ou l’arrêt des travaux seraient envisagés. De plus, lors des travaux de creusement et d’aménagement, il serait possible d’humidifier le sol afin de limiter les émissions de poussières dans l’air. Enfin, un système de gestion des déchets serait mis en place pour éviter l’envol de petites particules vers les zones de vie.

  • Impact sur les émissions de polluants

Plusieurs mesures de gestion sont envisageables afin de limiter les émissions de polluants causées par l’intensification du trafic routier. Ces mesures impliquent la totalité des acteurs intervenant lors du chantier, des fournisseurs jusqu’au personnel.

Tout d’abord, il faudrait optimiser les trajets afin de les réduire. Par exemple, les trajets vers la déchetterie devraient être effectués avec des camions pleins. Les fournisseurs et entreprises locaux devraient aussi être privilégiés pour diminuer les distances parcourues. De plus, des contrôles de vitesses des véhicules seraient effectués sur le chantier, pour s’assurer que les limites définies soient respectées. La limitation de la vitesse autorisée permet de réduire les émissions de polluants mais aussi de réduire les émissions de poussières de craie.

  • Impact sur la faune

Avant la phase de travaux, il serait nécessaire de repérer les habitats potentiellement présents sur la zone afin de les déplacer dans des sites proches et similaires. D’autre part, la continuité écologique devrait être prise en compte durant la phase de travaux. Ainsi, un corridor biologique devrait toujours être disponible pour permettre à la faune de circuler et de ne pas se retrouver piéger sur un petit périmètre.

  • Impact sur la qualité des eaux et sols

Il serait nécessaire d’identifier en amont les divers produits et matériaux utilisés sur le chantier afin de prévoir une gestion des effluents et empêcher les infiltrations dans le sol pouvant causer une pollution des eaux. Des systèmes de récupération et de décantation des eaux rejetées lors de la fabrication de béton par exemple devraient être prévus. Il serait également possible de créer des fossés et des bassins d’assainissement provisoires pour collecter les eaux de ruissellement qui pourraient être dangereuses d’un point de vue environnemental.

2) Mesures liées au fonctionnement de la STEP

  • Impact visuel

Afin de limiter et de compenser l'impact visuel, il faudrait intégrer la STEP au sein de la structure sociale locale. La valorisation du projet aurait pour but de compenser la perte subie en termes de paysage, notamment pour le tourisme.

Il serait également nécessaire de créer de nouveaux sentiers pour les randonneurs. Il pourrait être intéressant de placer des panneaux d’information au sujet de la STEP et de sa production d’énergie le long de ces sentiers. L'onglet "Valorisation" présente nos propositions d'intégration de la structure au paysage.

  • Impact acoustique

Au cours des premiers mois de fonctionnement de la STEP, des mesures de nuisances sonores devraient être effectuées tout autour de l'installation pour évaluer le possible impact.

  • Impact lié à l’installation de lignes haute tension

Pour améliorer les effets visuels de telles installations dans notre zone d’étude, nous préconisons tout d’abord d’aligner les pylônes du mieux possible. Ensuite, il serait préférable d’installer des supports monopodes dont la structure est plus fine que d’autres types de supports métalliques et d’homogénéiser toutes les installations. L’insertion des lignes électriques dans le paysage serait ainsi facilitée par ces premières dispositions.

Quant à limiter la mortalité de l’avifaune, il serait possible de mettre en place un système d’effarouchement visuel. Cela consiste à imiter des silhouettes de rapaces afin d’éloigner les oiseaux « proie », plus susceptibles de se trouver près de ces lignes haute tension. La mortalité liée à l’électrocution serait ainsi diminuée par évitement des câbles de la part de ces individus.

  • Impact sur les falaises

Pour diminuer les effets négatifs concernant la vie animale sur les falaises, il serait envisageable de créer une zone de protection sur des falaises à proximité. Il faudrait trouver les habitats les plus adaptés aux oiseaux nicheurs et s'assurer de la protection de ces zones. Il serait intéressant d'étudier la présence des espèces nicheuses aux alentours d'Elétot, avant et après la construction, pour mettre en évidence l'impact à différentes échelles (locale et littoral normand).

  • Impact sur les poissons

Pour limiter les impacts sur la faune marine, des aménagements seraient mis en place. Tout d'abord, une grille serait placée à l'embouchure de la canalisation. Grâce au mode de vision des poissons, les grilles possèdent un effet répulsif sur eux suivant la règle L = 0,5 * E avec L la largeur du poisson et E l'espacement entre les barreaux de la grille. Nous considérons un espacement de 4 cm, ce qui permettrait de bloquer les poissons de largeur supérieure à 2 cm. De ce fait, peu de poissons seraient alors aspirés.

De plus, un brise-lames en cercle autour de la prise d'eau constitué de rochers serait installé. Une telle structure présente plusieurs avantages. Elle diminue la vitesse de l'eau et réalise une coupure avec le milieu naturel. Les poissons évitent alors cette zone.

Cette association de grille et de brise-lames a fait ses preuves quant à l'efficacité sur la mortalité piscicole au Japon sur la STEP d'Okinawa. Les résultats obtenus sont satisfaisants, il semblerait qu'aucun poisson n'ait été retrouvé dans le système.

La figure suivante illustre le montage de la prise d'eau en mer de manière simplifiée. Le dimensionnement des bassins est disponible sous l'onglet "Aménagement de la prise d'eau aval".

Schéma simplifié de l'aménagement autour de la prise d'eau

  • Impact sur la température de l'eau de mer

Il pourrait être intéressant de prévoir un suivi de la température de l’eau au niveau du rejet, en quelques points autour de la zone de rejet ainsi que dans la retenue d’eau  afin d’évaluer le risque de réchauffement de l’eau.

 

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Etude des avantages environnementaux

Un des points de l'étude d'impact est d'identifier les avantages environnementaux du projet. Pour cela, nous présenterons les points positifs liés à l'aménagement. Puis nous comparerons la STEP marine à d'autres ouvrages hydroélectriques dans le but d'en déduire les avantages environnementaux.

1) Avantages environnementaux du projet

  • Végétalisation des digues de craie

Suite aux travaux de terrassement et d'aménagement, il est possible de végétaliser les terrains concernés. La végétalisation consiste à restaurer un couvert végétal. Cette pratique offre de nombreux avantages et potentialités environnementaux. Nous avons pu observer un exemple de digues végétalisées lors de la visite de la STEP de Montézic. La photographie ci-dessous illustre cet aménagement.

Photographie des digues végétalisées de la STEP de Montézic

(Source personnelle)

Tout d'abord, cela atténue l'impact visuel de la structure, en se rapprochant d'un paysage naturel. L'acceptabilité sociale serait ainsi facilitée. De plus, cette végétalisation permettrait d'augmenter la diversité floristique de la zone. Ceci permet également de réimplanter les espèces locales, assurant leur maintien dans la région. D'autre part, les plantes introduites pourraient constituer des habitats pour la faune locale, ce qui favoriserait un nouvel équilibre de l'écosystème. Les déplacements de la faune seraient facilités par la continuité écologique et donc la création d'un corridor biologique. De par leurs racines, les végétaux stabiliseraient les digues. Les glissements de terrain seraient limités. Enfin, il serait nécessaire d'établir et d'entretenir cet espace vert régulièrement. Cela créerait du travail localement.

On distingue deux types de végétalisation : artificielle ou naturelle.

La végétalisation naturelle se définit par le développement de végétaux sans intervention humaine. Celle-ci se réalise grâce au transport de graines par le vent, par les animaux ou par colonisation des organes végétatifs des plantes à proximité. Cette possibilité de végétalisation ne semble pas envisageable dans notre cas. En effet, la zone d'études est principalement constituée de champs. Il y a donc peu de végétation naturelle pouvant permettre une recolonisation des sols.

Nous privilégions donc la végétalisation artificielle du site. Il s'agit de collecter des semences ou des plants sur des sites similaires. L'objectif est de reproduire au plus près de la réalité la végétation naturelle. Nous allons présenter les étapes de mise en place de cette végétalisation et choix d'espèces.

Dans un premier temps, il est nécessaire d'étudier les possibilités d'implantation de végétaux par rapport au potentiel agronomique du sol. Pour cela, des prélèvements et des analyses de sol seront effectués.

Étant sur un terrain crayeux en pente, les opportunités sont réduites. D'autres facteurs sont à prendre en compte tels que le vent, la proximité du littoral, les précipitations, l'ensoleillement et les températures. Il faut donc être vigilant au choix des espèces afin d'assurer un maintien pérenne de la végétation introduite.

Afin de déterminer les espèces potentielles à utiliser pour la végétalisation, nous avons consulté le Guide pour l'utilisation de plantes herbacées pour la végétalisation, édité par le Conservatoire Botanique National de Bailleul. Nous avons pris les données concernant les sols crayeux, que nous avons croisées avec la flore recensée à Elétot. Ensuite, nous avons retiré de la liste les légumineuses, comme recommandé dans le guide. En effet, les légumineuses sont généralement utilisées pour la productivité agronomique et la fixation d'azote, ce qui n'est pas le but ici. Ainsi, nous avons obtenu une liste de 17 espèces, présentées dans le tableau ci-dessous.

Tableau : Liste des espèces à utiliser pour la végétalisation
Nom latin Nom commun
Arrhenatherum elatius Fromental élevé
Carex flacca Schreb. Laîche glauque
Dactylis glomerata L. Dactyle aggloméré
Festuca rubra L. Fétuque rouge
Holcus lanatus L. Houlque laineuse
Poa pratensis L. Paturin des prés
Achillea millefolium L. Achillée millefeuille
Hypericum perforatum L. Millepertuis perforé
Hypochaeris radicata L. Porcelle enracinée
Daucus carota L. Carotte commune
Galium mollugo L. Gaillet dressé
Leucanthemum vulgare Lam Grande marguerite
Plantago lanceolata L. Plantain lancéolé
Ranunculus acris L. Renoncule âcre
Ranunculus bulbosus L. Renoncule bulbeuse
Sanguisorba minor Scop. Petite pimprenelle
Tragopogon pratensis L. Salsifis des prés

Afin de visualiser l'aménagement, nous avons utilisé le logiciel Google Sketchup sur lequel nous avons modélisé une coupe transversale de la digue végétalisée de la STEP. Les images ci-dessous représentent le résultat de cette modélisation. Nous avons schématisé une partie de la retenue d'eau, la digue et les grillages de protection.

 

Schémas en coupe sous deux angles de vue de la digue végétalisée

  • Stockage de l'énergie

L'avantage des STEP par rapport à d'autres sources de production d'énergie est sa capacité à stocker l'électricité selon les besoins. De plus, la localisation de la STEP à proximité de la centrale nucléaire de Paluel limiterait les pertes de ce stockage.

2) Comparaison avec d'autres ouvrages hydroélectriques

  • Comparaison avec les STEP de montagne

Dans un premier temps, nous nous intéresserons aux avantages environnementaux de la STEP marine en comparaison avec une STEP de montagne. Tout d'abord, l'eau prélevée ne constitue par une rupture de la continuité écologique d'un fleuve ou d'une rivière. Aucune modification du débit naturel des cours d'eau n'est effectuée. Il n'y a donc pas d'impact direct sur les poissons migrateurs (surmortalité, retard à la migration et destruction des zones de frayères). Contrairement aux STEP de montagne, les STEP marines n'interfèrent pas sur la libre circulation des sédiments (exigée par les directives européennes).

La création d'une STEP marine s'inscrit davantage dans le cadre des directives européennes de préservation de l’eau et des milieux aquatiques, qui ont pour objectif l’atteinte d'un bon état écologique des eaux. Elle répond également au souhait de l'Etat en terme de politique énergétique. L'Etat a en effet pour ambition de freiner les installations qui perturbent les cours d'eau.

La production d'électricité est localisée plus proche de la demande. Les pertes sont donc moins importantes lors du transport. En effet, les STEP en montagne sont généralement éloignés des grands centres urbains.

Généralement, les STEP de montagne sont créées en noyant des forêts. Par conséquent, au cours du temps du CH4, important gaz à effet de serre, est émis à partir de la décomposition de cette végétation.

Les retenues d'eau causent un réchauffement de l'eau par la stagnation durant une période plus ou moins longue. La mer constitue une étendue d'eau très vaste, elle est donc moins sujette au réchauffement que les cours d'eau lors des vidanges de la STEP marine. L'impact des vidanges est moins important de ce fait pour les STEP en milieu marin qu'en montagne.

Les STEP de montagne créent des conflits d'usage de l'eau entre les différentes activités de la région considérée. On peut citer une compétition entre les activités récréatives, l'apport en eau potable, l'agriculture de montagne, la production d'électricité et la pêche.

  • Comparaison avec les barrages

Il est également possible de comparer avec les structures type barrage. Les avantages environnementaux pour la STEP marine concernant les cours d'eau en comparaison aux barrages sont sensiblement les mêmes que précédemment.

Les barrages favorisent les invasions biologiques. Les espèces invasives sont en effet plus résistantes et l'aménagement des barrages leur est plus favorable. Quant aux STEP marines, elles n'influent pas sur les proportions entre les espèces naturelles et invasives.

Socialement, les barrages sont des structures difficilement acceptables. En effet, elles impliquent des risques importants, comme l'illustre l'accident du barrage de Malpasset en amont de Fréjus qui causa la mort de 421 personnes. Les risques de rupture sont présents durant la phase de construction et tout au long de l'utilisation de l'ouvrage. Enfin, les barrages engendrent des déplacements de populations pouvant aller jusqu'à la destruction de villages entiers. Les constructions actuelles de barrages en Amérique Latine et en Asie sont la cause actuelle de déplacements de nombreuses populations.

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Difficultés rencontrées

Lors de la réalisation de cette étude d'impact, nous avons rencontré plusieurs difficultés.

Tout d'abord, nous n'avons pas pu nous rendre sur la zone d'étude. Discuter de ce projet avec les acteurs locaux n'a pas pu être possible. De plus, nous n'avons pas pu effectuer d'études sur le terrain. De ce fait, certaines données de l'état initial manquent de précisions. Il nous a fallu obtenir les données manquantes par les organismes locaux. Ces derniers n'ont pas toujours pu se rendre disponibles en raison de leur grande charge de travail. Nous n'avons donc pas pu avoir accès à toutes les données que nous souhaitions pour cette étude d'impact.

Une autre difficulté rencontrée a été le fait que ce projet soit fictif. Nos requêtes n'ont pas toujours été prises au sérieux par les organismes contactés. Nous ne pouvions pas présenter ce projet de manière plus concrète aux personnes rencontrées pour ne pas alerter les services locaux.

Par ailleurs, nous avions besoin des résultats des autres binômes pour avancer, notamment les données du dimensionnement. Cette attente a compliqué l'organisation de notre étude d'impact.

Enfin, nous étions limitées dans le temps et nous n'avions pas de budget consacré pour cette étude d'impact. Certaines structures contactées ne pouvaient pas nous communiquer leurs données gratuitement.

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Etude des risques

Cette étude se limite aux risques liés au fonctionnement de la STEP. En effet, les risques liés au chantier seront pris en compte par chaque entreprise intervenant dans la construction. Cette page a pour objectifs d'identifier les principaux risques, leurs origines et les mesures de prévention afin de les limiter.

1) Identification des risques

Le tableau ci-dessous présente les risques identifiés lors de cette étude

Tableau : Identification des risques, de leurs origines et des mesures de prévention sur la STEP marine
Nature des risques Origines Mesures de prévention
Rupture des ouvrages de transport et de retenue d'eau

- Aléas climatiques

-Sismicité

- Conception

- Corrosion par l'eau salée

- Capteurs de niveau d'eau

- Alarme

- Tests de contrôle réguliers

- Surveillance des matériaux et du matériel

Rupture des digues

- Aléas climatiques

- Sismicité

- Conception

- Corrosion par l'eau salée

- Mauvais entretien des digues

- Non-protection des digues

- Malveillance

- Capteurs de la pression exercée sur les digues

- Entretien : désherbage des digues en contact avec l'eau

- Protection des digues par des grillages

- Surveillance

Risques liés aux équipements électriques

- Problème sur le réseau

- Arrêt d'un groupe

- Tests de fonctionnement réguliers

- Surveillance

Risques liés aux déplacements - Chutes

- Entretien des sols et escaliers

- Entretien de l'éclairage

- Perches et bouées à proximité de la retenue

- Grilles et rampes sur les ouvrages mécaniques et les échelles

- Alarme

Risques liés à la sécurité du personnel

- Personnel non informé

- Structure mal entretenue

- Manoeuvres d'équipements et entretien

- Formation du personnel

- Port des équipements de protection

- Hygiène (propreté des locaux, point d'eau)

- Système d'arrêt d'urgence

Incendie, explosion

- Causes naturelles

- Échauffements mécaniques

- Court-circuits électriques

- Imprudence

 

- Aération

- Dépoussiérage

- Sorties de secours

- Présence de matériel de lutte contre l'incendie

- Affichage des consignes générales en cas d'incendie

- Alarme

Risques liés à la prise d'eau en mer - Passages de bateaux - Signalisation

Pour assurer un bon fonctionnement de la STEP, certains documents doivent toujours être à disposition tels que les plans des bâtiments, les instruction de surveillance, les rapports des dernières visites techniques et tous les autres documents relatifs au fonctionnement. De plus, des numéros d'urgence doivent être affichés. Il s'agit de joindre rapidement les secours, la mairie, les gardiens et autres autorités locales.

2) Évaluation de la criticité des risques

Après avoir identifié les risques, il est important de mettre en évidence les plus critiques. Pour cela, nous prenons en compte l'occurence de chaque risque et sa gravité. Nous établissons alors le tableau suivant de la criticité. Les différentes couleurs symbolisent le niveau de criticité. La couleur rouge est le niveau le plus critique et la couleur verte est le niveau le moins critique.

 

Tableau : Classement des risques en fonction de leur criticité

 

Les risques liés à la sécurité du personnel apparaissent comme les plus critiques. Une attention particulière devra être prêtée à la formation, au respect des consignes de sécurité et aux contrôles en matière de sécurité.

 

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Etude de l'acceptabilité sociale

Une partie de notre travail est d'étudier l'acceptabilité sociale du projet, ce point étant pris en compte dans le cadre de ce type de construction. « L’acceptabilité sociale par rapport à un changement donné est définie comme la réaction d’une majorité de personnes (à une échelle donnée) face à une modification significative de l’environnement, de leur activité ou du sens de leur travail ». Cet axe d'étude se réalise en listant les divers acteurs locaux et en leur présentant le projet afin d'ouvrir une discussion et d'identifier les problématiques.

Pour connaître la meilleure démarche à adopter, nous avons rencontré M. Purseigle, Maître de Conférences en Sociologie à l'ENSAT.

Après discussion, il s'est avéré que cette étude serait limitée. En effet, évoquer ce projet fictif risquerait de soulever l'animosité et l'hostilité des acteurs locaux. Ceci n'aurait donc aucun intérêt pour un projet qui n'est pas encore à l'ordre du jour. De plus, il nous est impossible de nous rendre sur place afin de rencontrer et de discuter avec les personnes concernées.  Enfin, nous sommes limitées par le temps. Or, une telle étude nécessite plusieurs mois de discussion et de réflexion. L'idéal aurait été d'organiser des réunions publiques afin de présenter le projet et d'animer un débat.

Une des solutions envisagées était de rédiger à destination des divers acteurs locaux des questionnaires. Cependant, les résultats auraient été peu pertinents au vu du temps imparti et du risque de conflits engendrés.

Nous nous limiterons donc à la présentation des aspects qui feraient débat si ce projet se réalisait dans cette zone. Nous nous centrerons sur les points suivants :

  • La phase de construction
  • L'aspect visuel
  • L'expropriation de certains habitants
  • La destruction de parcelles agricoles
  • L'aménagement des zones naturelles du littoral
  • La controverse liée à une telle construction

 

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Les aspects problématiques

Nous allons détailler sur cette page les points les plus problématiques quant à l'acceptation de ce projet par les différents acteurs locaux. Ces aspects problématiques sont souvent liés aux effets sur l'environnement consultables sous l'onglet "Effets sur l'environnement".

1) La phase de construction

La période des travaux est une phase longue, estimée à plus de 5 ans. Durant cette phase, plusieurs gênes seraient occasionnées. En effet, de tels travaux nécessitent une main d'oeuvre importante. Plusieurs compétences seraient indispensables pour mener à bien cette installation. Ceci engendrerait un trafic routier conséquent pour la région. Ainsi, des camions amenant des matériaux et d'autres évacuant les déchets circuleraient de manière régulière pendant plusieurs années. Ces camions et les engins de taille imposante créeraient un visuel peu attractif.

D'autre part, les travaux seraient source de nuisances sonores et de production de poussières. Ces poussières créées peuvent inquiéter les populations par le risque sanitaire potentiel. En effet, une inhalation d'une quantité importante sur une longue durée peut occasionner une gêne respiratoire pour certaines personnes.

2) L'aspect visuel

La construction de cette STEP occuperait une surface considérable de la commune. En effet, près de 2 km² seraient consacrés à cette installation. Cela représente près d'un tiers de la commune. Cette STEP aurait donc une emprise considérable sur Elétot.

L'emprise de cette installation sur le territoire affecterait le paysage initial et engendrerait un aspect visuel négatif. L'impact visuel serait d'autant plus important que le bord des falaises est actuellement une zone naturelle non aménagée. Le bord de mer serait également affecté par la mise en place de barrières rocheuses et autres structures.

Les constructions de l'usine, des conduites, du réseau électrique et du lac artificiel seraient les impacts visuels principaux. Cette zone, encore peu impactée par les activités humaines, serait alors transformée et exploitée.

3) L'expropriation de certains habitants

Afin d'assurer une bonne productivité de cette usine, la retenue devrait s'étendre sur 1,7 km². La seule possibilité envisageable est la destruction de propriétés sur la zone (Cf. "Emplacement du bassin supérieur"). Ce point est l'un des plus problématiques dans l'acceptabilité sociale du projet. En effet, les habitants sont généralement attachés à leurs propriétés pour des raisons familiales et/ou de localisation. Le littoral du Pays de Caux est très apprécié pour sa beauté.

Dans le cas de la réalisation de ce projet, des associations de riverains pourraient se créer afin de défendre leur territoire et leur cadre de vie. Cela compliquerait la concrétisation de ce projet. Une négociation financière serait nécessaire pour obtenir les terres.

4) La destruction de parcelles agricoles

La réalisation de ce projet impliquerait aussi une destruction de nombreux champs. L'activité agricole est très présente sur la commune d'Elétot. En effet, la moitié de la superficie de la commune est consacrée à l'agriculture.

Le projet représente un problème quant à cette activité agricole. La zone définie pour l'installation se situe en plein cœur des parcelles agricoles. Cette construction entraînerait donc une perte d'emplois dans le secteur agricole. L'acceptation du projet par les Elétotais serait compromise du fait de l'importance des valeurs agricoles. La structure sociale serait modifiée suite à un tel projet.

5) L'aménagement des zones naturelles du littoral

Le bord des falaises est intégré au sein d'une Zone Naturelle d'Intérêt Écologique Floristique et Faunistique de type 2. Cette ZNIEFF s'étend sur 400 m dans les terres à partir du bord de la falaise. Cependant, la protection vise principalement à sauvegarder les habitats des oiseaux nicheurs sur les falaises d'Elétot.

La réalisation de la STEP entraînerait des modifications permanentes de l'écosystème, avec notamment une perte remarquable d'habitats pour la faune et une destruction de la flore.  Concernant cette problématique, les associations locales de protection de la nature risqueraient de s'opposer au projet afin de défendre la biodiversité de cette zone naturelle et protégée.

A ce jour, les falaises présentent un attrait touristique. Les différentes activités proposées sont la randonnée pédestre, la balade à VTT et divers loisirs nautiques.

La création de la STEP affecterait les zones naturelles et donc l'attrait touristique de la région.

6) La controverse liée à une telle construction

La construction de la STEP créerait des débats au sein de la population qui pourraient être à l'origine d'une controverse. Ne pouvant discuter de ce projet avec les acteurs locaux, nous nous appuyons sur l'étude d'une controverse liée à un autre projet de construction d'ouvrage hydroélectrique. Nous avons choisi l'exemple du barrage de Charlas en Haute-Garonne.

Ce barrage était prévu sur la Nère, à 14 km au Nord de St-Gaudens. Ce projet concernait une étendue de 625 hectares de terres agricoles sur 5 commnues : Charlas, Sarremezan, Cardeilhac, Saint-Lary-Boujean et Saman. La masse d'eau retenue était prévue de 110 millions de m3 avec des digues l'entourant de 60 mètres de haut. La phase de travaux était évaluée à 6 ans. L'idée de la création du barrage de Charlas remonte aux années 1980. Le dossier a ensuite été remis à l'étude en 1997 puis en 2007. A ce jour, le projet est abandonné suite aux nombreuses oppositions.

L'objectif principal de ce barrage était de soutenir l'agriculture, notamment en période d'étiage. La retenue aurait alors été vide de juillet à octobre, et des vidanges auraient été effectuées 3 fois par an entre octobre et juillet.

Les oppositions alimentant la controverse autour de ce projet ont été nombreuses. Nous allons expliciter ici les principales raisons :

  • Refus de soutenir l’agriculture intensive et la culture de maïs trop exigeante en eau
  • Coût très important pour la région
  • L'Union Européenne contre ce projet (mais l’Etat français pour)
  • Risques d'assèchement de la Garonne (débit divisé par 2)
  • Destruction d’une vallée riche et d’une culture associée
  • 650 hectares de champs cultivés détruits
  • Abandon du tourisme rural et vert
  • Demande très élevée en eau pour construire ce barrage
  • Climat local modifié (risques de brouillard)
  • Gêne importante durant la longue phase de travaux
  • Ligne à haute tension déplacée
  • Village de Saman menacé par ce barrage
  • Risques sismiques dans la zone concernée

La controverse a abouti a la création d’un Comité de Défense Contre le Barrage de Charlas. De nombreuses personnes et organisations se sont mobilisées : les associations de protection de l'environnement, la Confédération paysanne, l'association Attac Comminges, les pêcheurs et les chasseurs, de nombreux élus et scientifiques.

Ce projet était très différent du notre car son objectif principal était de soutenir l’agriculture et non de stocker de l’énergie. Cependant, quelques aspects du contexte peuvent le rapprocher de notre projet tels que l’aspect visuel, la destruction de parcelles agricoles et de la principale activité économique des villages, la destruction de l’écosystème et la durée du chantier.

L'étude de la controverse du barrage de Charlas confirme que des oppositions émergeraient afin de défendre la région du Pays de Caux, l'activité agricole et les valeurs touristiques des falaises. De nombreuses associations se mobiliseraient certainement contre le projet de STEP marine en Seine-Maritime.

L'étude de l'acceptabilité sociale est donc un axe primordial à étudier avant toute décision.

 

Page éditée par Barbara Favier et Lucie Maillier

Valorisation

Nous souhaitons étudier la valorisation possible de la création de cette STEP au sein de la structure sociale. Valoriser cette installation permettrait une meilleure acceptation du projet par la population locale. En effet, cette construction peut également avoir des impacts positifs à différents niveaux. Nous présenterons ici quelques aspects valorisants.

1) Création d'emplois

L'implantation de cette structure aurait des impacts positifs en terme d'emplois. En effet, du personnel serait nécessaire aux différentes phases de réalisation du projet : pour la construction, l'apport des matériaux et la maintenance du site. La phase de travaux, d'une durée estimée à 5 ans, générera de nombreux emplois dans le domaine de la construction. A terme, une quinzaine d'ouvriers seront nécessaires au bon fonctionnement de la STEP. Il faudra notamment des techniciens, des agents d'exploitations, des cadres et un chef d'usine.

2) Aspect financier pour la commune

La commune bénéficierait d'un avantage financier à accueillir une telle structure. En effet, l'exploitant de la STEP devrait verser une taxe, il s'agit de la Contribution Économique Territoriale (CET). La valeur de cette taxe en faveur de la commune vous est présentée sous l'onglet "Impôts, Taxes et Contribution au Service Public de l'Électricité" de l'étude de la rentabilité de la STEP.

3) Activités touristiques

La création de la STEP implique la présence d'un lac sur la commune d'Elétot. Nous avons envisagé la mise en place d'activités nautiques. Cependant, les vidanges régulières rendent cette option non réalisable.

La seule activité touristique envisageable est la réalisation d'un circuit pédestre. La zone choisie est déjà concernée par de tels circuits. Les tracés colorés représentent ces itinéraires de randonnée sur l'image ci-dessous.

Carte des chemins de randonnée actuels

(Source : Randonnée au Pays des Hautes Falaises)

Il semble pertinent d'intégrer cette retenue au parcours. Nous proposons ci-dessous un nouveau tracé pour l'itinéraire Plaines et Valleuses.

Carte proposant un chemin de randonnée sur le site

(Source : Barbara Favier et Lucie Maillier)

Ce nouveau tracé reprend les points de départ et d'arrivée de l'ancien chemin sur une distance de 4.6 km. Il contourne le bassin du côté du littoral. Ce nouvel itinéraire présente donc l'avantage de longer les falaises et de découvrir la Valleuse d'Elétot.

4) Éducation à l'environnement

La STEP pourrait être un outil d'éducation à l'environnement dans le cadre d'un tourisme industriel. En effet, la mise en place de panneaux autour de la STEP permettrait d'informer et d'expliquer le fonctionnement et l'intérêt d'une telle installation. Cela constituerait un moyen de communication au sujet de cette forme d'énergie renouvelable, nouvelle en France. De plus, la démarche de prise en compte de l'environnement dans ce projet pourrait être expliquée par des illustrations et un guide.

 

Page éditée par Barbara Favier et Lucie Maillier

Comparaison de l'ACV de la STEP et d'une batterie

Cette partie a pour objectif de comparer l'Analyse de cycle de vie de la STEP marine à celle d'une batterie chimique, avec une même unité fonctionnelle définie.

Création, Définition, Utilité et Méthodologie de l'ACV

Création de l’Analyse de Cycle de Vie

L’analyse de cycle de vie a été mise en place dans le début des années 1990. Avant cette période, les études portant sur les impacts environnementaux ne prenaient en compte qu’une partie des impacts et ne permettaient pas d’avoir une vue d’ensemble des conséquences que pouvait entrainer un produit. Il semblait donc nécessaire de créer une étude multicritère des impacts pour pouvoir quantifier au maximum les effets d’un bien sur l’environnement. La première étape pour arriver à l’analyse de cycle de vie fut la création des écobilans, il s’agissait d’une étude multicritère des impacts sur la durée d’utilisation du produit. Cependant, cela ne prenait pas en compte les impacts dus à la fabrication et à la fin de vie du produit, ce qui faussait totalement les résultats et pouvait rendre un produit viable au niveau environnemental alors qu’il ne l’était pas. La mise en place des normes ISO 14 040 sur la normalisation internationale et la nécessité de mesurer les impacts des produits de la fabrication jusqu’à la mort ont donc entrainé la création d’un nouveau type d’étude : l’Analyse de Cycle de Vie. Il s’agit du moyen d’étudier les impacts d’un produit le plus abouti à l’heure actuelle et il est utilisé dans le monde entier. Cependant, ce n’est pas un outil parfait car il ne s'intéresse qu'aux impacts environnementaux et/ou économiques et laisse de côté les enjeux sociaux et sociétaux.

 

Définition de l’Analyse de Cycle de Vie

Comme dit précédemment, l’analyse de cycle de vie est une analyse multicritère qui a pour but de quantifier les impacts environnementaux d’un produit, depuis sa création jusqu’à sa fin de vie. Ce produit peut être un bien, un procédé ou un service et les impacts mesurables sont très variés. Ils vont de la consommation en matière première jusqu’aux émissions dans l’atmosphère ou dans l’eau en passant par la création de déchets ou le coût économique du produit. Pour réaliser cette étude, on mesure tout d'abord les flux de matière et d’énergie entrant et sortant de chaque étape du processus de fabrication, d’utilisation et de recyclage/destruction du produit. Puis on en mesure les conséquences sur les familles d’impacts sélectionnées. Une fois ces étapes effectuées, on les assemble pour obtenir les résultats complets.

On peut toutefois noter que l’analyse de cycle de vie mesure des impacts potentiels. En effet, chaque processus étudié est très complexe et les impacts de la combinaison des produits utilisés sont souvent méconnus (ce sont des approximations le plus souvent). Il est très difficile de quantifier précisément les conséquences d’un produit sur un milieu car cela dépend des caractéristiques du milieu récepteur et de la combinaison de tous les produits entre eux. On exprimera les résultats sous forme d’impacts potentiels et de flux physiques.

Notre analyse de cycle de vie sera une ACV comparative, c’est à dire qu’elle aura pour objectif d’étudier les impacts de deux produits ayant la même fonction sur l’environnement. Pour que cette comparaison soit possible, il est nécessaire de mettre en place la notion d’unité fonctionnelle. Il s’agit d’un élément de mesure qui permet de quantifier la fonction remplie par le produit étudié.

Il est toutefois possible d’adapter l’analyse de cycle de vie en ne prenant pas en compte certaines étapes. Il est par exemple possible de réaliser une analyse de cycle de vie seulement sur la comparaison entre l’utilisation de deux produits sans prendre en compte la production et la fin de vie.

 

Utilité de l’Analyse de Cycle de Vie

L’utilité première de l’analyse de cycle de vie est de pouvoir quantifier les impacts et les flux que crée un produit depuis sa conception jusqu’à sa fin de vie. Cela donne une vision globale facile à lire pour des personnes qui ne sont pas familières aux études d’impacts. Une fois les résultats obtenus, il est possible d’essayer d’améliorer les différentes étapes des processus pour diminuer les impacts environnementaux. C’est donc un outil d’aide à la décision qu’il faut néanmoins regarder comme un indicateur et non comme une vérité.

 

Méthodologie de l’Analyse de Cycle de Vie

Une analyse de cycle de vie se réalise en 4 étapes. Une fois celle-ci réalisée, il est possible d’effectuer une 5ème étape en se servant des résultats.

(Source: groupes polymtl)

La première étape a pour but de définir les objectifs et le champ de l’étude. Cela va permettre pour une analyse de cycle de vie comparative d’étudier les impacts de deux produits ayant les mêmes fonctions.

La deuxième étape est constituée d’un inventaire des flux de matières et d’énergies entrant en jeu dans l’étude de notre unité fonctionnelle.

La troisième étape est une évaluation des impacts potentiels réalisés grâce à la connaissance des flux de matières et d’énergies.

La quatrième étape a pour but d’interpréter les résultats de la troisième étape et de la commenter. Il faut s’assurer que l’analyse de cycle de vie à répondu à l’objectif de l’étude décrit dans la première étape et il faut essayer de voir si les résultats sont cohérents ou si les approximations mises en place dans l’étude ont dénaturé les résultats.

Une fois ces étapes réalisées, il est alors possible pour les personnes ayant commandé l’analyse de cycle de vie de prendre des décisions pour modifier leur procédé et l’améliorer.

Pour réaliser les 4 premières étapes, il est nécessaire d’obtenir des données sur tous les constituants présents dans le processus de vie de notre produit. Pour cela, il existe des banques de données accessibles pour quelques milliers d’euros. S'il n’existe pas d’information sur un composé, il faut alors faire l’étude ce qui coûte beaucoup plus cher.

La durée et le coût d’une analyse de cycle de vie sont variables. Cela peut aller de quelques mois à plusieurs années suivant la difficulté des processus et les connaissances disponibles sur les produits impliqués dans l’ACV. Son coût est donc très influencé par la longueur et la difficulté de l’analyse de cycle de vie, il varie de 10 000 € à 1 000 000 € suivant les projets.

Page éditée par Alejandro Orsikowsky, Basile Payen et Javier Pierna

Le logiciel SimaPro

Choix de SimaPro

Pour réaliser les analyses de cycle de vie de notre projet, nous avons décidé d’utiliser un logiciel pour effectuer les calculs. Il existe un grand nombre d’outils informatiques pour réaliser ces analyses. Les plus connus sont :

  • SimaPro
  • ELODIE
  • ​​openLCA
  • X-Pro
  • Cycle ITAutomotiv
  • SIEC

Notre choix s’est porté sur le logiciel SimaPro pour plusieurs raisons. La première de ces raisons est pratique, nous disposions du logiciel et nous avions déjà reçu une initiation concernant son utilisation. La seconde raison de ce choix est que SimaPro est un logiciel avec une base de données accessible très importante. En effet, les frais pour acquérir les bases de données sont faibles pour les entreprises (quelques milliers d’euros). Cette somme représente un montant trop important pour les étudiants que nous sommes.

Logo du logiciel SimaPro

(Source: presustainability)

Description du logiciel

SimaPro est un logiciel d’analyses de cycle de vie généraliste permettant d’évaluer les impacts potentiels de tout type d’industrie. Il s’agit d’un logiciel néerlandais et il est le leader mondial pour la réalisation d’analyses de cycle de vie. Il se caractérise par une grande base de données regroupant des informations sur des produits très divers. Sa vitesse de calcul est rapide, ce qui est pratique lorsqu'on étudie des processus regroupant plusieurs milliers de constituants. Il est également possible d’ajouter soi-même des informations sur des produits qui ne sont pas contenus dans la base de données. Cette application est très pratique pour les entreprises. Cependant à notre niveau, il est très difficile de trouver toutes les informations nécessaires à la création d’une nouveau constituant et nous allons nous limiter aux produits présents dans la base de données.

Ce logiciel permet de réaliser des analyses de cycle avec différents scénarii pour ensuite les comparer et voir lequel semble le plus viable aux niveaux économique et environnemental.

Il s’agit donc d’un logiciel complet nécessitant plusieurs mois d’utilisation afin de connaître et de maîtriser toutes les options.

 

Page éditée par Alejandro Orsikowsky, Basile Payen et Javier Pierna

Réalisation de l'ACV

Dans cette partie, nous allons présenter l'analyse de cycle de vie de la batterie lithium-ion et de la station de transfert par pompage marine

Définition de l'unité fonctionnelle et du champ d'étude

Cette partie représente la première étape de l’analyse de cycle de vie. Elle est également la plus importante. Si l’objet de l’étude est mal défini, l’analyse de cycle de vie, même bien menée, amènera à des résultats éloignés de la réalité. C’est dans cette étape que naissent également beaucoup de contestations quant à la qualité de l’analyse de cycle de vie. En effet, il est possible de rendre un produit « meilleur » en omettant certaines parties de sa vie depuis le berceau jusqu’à la mort.

Définition de l’unité fonctionnelle

L’unité fonctionnelle représente la quantification de la fonction d’un produit. A partir de la même unité fonctionnelle il doit être possible d’étudier différents scénarii, comme, dans notre cas, la batterie et la station de transfert d’énergie par pompage. Il faut, pour que l’unité fonctionnelle soit utilisable, qu’elle soit précise, mesurable et additive.

Dans le cadre de notre projet, nous avons décidé d’utiliser comme unité fonctionnelle : « Stocker une quantité d’énergie de 800 MW »

Définition du champ d’étude

Le champ d’étude est un outil qui permet de fixer le cadre de l’analyse de cycle de vie.

  Fonction principale Flux de référence Processus élémentaire

Scénario 1: Batterie Lithium-ions

Stocker une quantité d'énergie de 800 MW 92 592 593 batteries de 3,7 B et 2200 mAh

Étape de production

Utilisation

Fin de vie

Scénario 2: Station de Transfert d'Energie par Pompage Marine (STEP) Stocker une quantité d'énergie de 800 MW 1 station de transfert d'énergie par pompage marine

Définition du champ d'étude

 

Page éditée par Alejandro Orsikowsky, Basile Payen et Javier Pierna

ACV de la batterie

Dans cette partie, nous allons présenter l'analyse de cycle de vie d'une batterie lithium-ion

Inventaire des flux de matières et d'énergie

Liste d’entrées/sortants 

Pour débuter l’analyse de cycle de vie sur le logiciel SimaPro, il faut renseigner toutes les entrées connues de notre batterie (matériaux, carburants, électricité, chaleur). On va utiliser la méthode de calcul CML 1992 V2.03/WordCML, une des bases de calcul classique de SimaPro. Elle a été développée par l’université de Leiden et permet de classer les produits suivant leurs risques (écotoxicité, impact sur la couche d’ozone, création de déchets…). Elle propose aussi des méthodes de calculs propres pour chaque type d’impacts.

Liste d'entrées/sortants pour l'ACV de la batterie

 

Page éditée par Alejandro Orsikowsky, Basile Payen et Javier Pierna

Evaluation des impacts potentiels

Dans le tableau suivant on peut voir les données des différents impacts caractérisés par les différentes unités:

  

La mesure des impacts est réalisée grâce à la méthode de calcul choisie. Pour cela, il est nécessaire de connaître les unités utilisées:

1.- Ecotoxicité : (EC) Concentration qui crée des effets irréversibles.

TEP (terrestre): 1,4 kg dichlorobenzene eq = 1kgEC

AEP (aquatique): 1 kg triethyleneglicol eq= 1 kgEC

2.- Toxicité sur l’homme : (HC) Facteur qui classe la toxicité humaine.

1,4kg dichlorobenzene=1kgHC

3.- Acidification : (AP) Potentiel d’acidification.

1kg SO2 dans l´air=1kgAP

4.- Gaz à effet de serre: (kg GWP) Caractérise l’effet de serre sur 100 ans, le produit de référence est le CO2.

1 kg CO2 eq dans l´air= 1 kg GWP

5.- Eutrophisation: (kg NP) Rapport du besoin total d’énergie net sur le besoin d’énergie normal.

1kg NO3 eq=1kgNP

6.- Couche d’ozone: (kg ODP) Potentiel d’appauvrissement de la couche d’ozone.

kg CFC-11 eq dans l´air= kg ODP

7.- Smog: (kg POCP) Potentiel de création de smog.

1kg éthane dans l´air=1kg POCP

8.- Déchets solides: (kg de déchets).

9.- Ressources énergetiques: (MJ LHV) valeur de l'énergie dépensée (Lower heating value)

 1MJ eq=1MJ LHV

Dans le tableau ci-dessous sont présentées les données normalisées des différents impacts pour les analyser selon leur degré de pollution sur l’environnement:

On peut le voir de manière plus détaillée dans le graphique normalisé montrant la force des différents impacts.

On constate donc que dans notre cas, l’acidification est le paramètre le plus affecté par la batterie. Cela vient des grandes quantités de dioxyde de souffre relâchés aussi bien pendant la fabrication des métaux de notre batterie que lors des différentes étapes de transport.

On note également que l’écotoxicité, la toxicité humaine et la création de smog sont les facteurs les plus durement touchés après l’acidification. Cela provient également des nombreuses étapes de transport et de fabrication de la batterie.

Enfin, on peut remarquer que les impacts sur la couche d’ozone, les déchets émis et les énergies consommées sont extrêmement faibles. Pour la couche d’ozone, cela vient du fait que le procédé relâche majoritairement du CO2 et en petite quantité. Ce gaz fait partie des moins dangereux pour la couche d’ozone et donc il n’y a que peu d’impacts dessus. Quant aux déchets, cela provient du fait que le recyclage de la batterie est très bon et qu’il n’y a que peu de pertes.

Ecotoxicité

 

Dans le cadre de l’étude de l’écotoxicité de la batterie, on peut voir la grande contribution des métaux lourds comme le cuivre et le nickel. On peut aussi noter qu’une part importante de l’impact sur l’écotoxicologie est apportée par des composés organiques comme les PAHs ou le phénol.

  1. Cuivre

Dans les milieux aqueux, le comportement du cuivre est influencé par de nombreux processus : complexation avec des ligands organiques (surtout sur les groupes -NH2 et -SH, et dans une moindre mesure sur le groupe -OH) ou des minéraux, adsorption sur des oxydes métalliques, des argiles ou des matières organiques particulaires, bioaccumulation, présence de cations de compétition (Ca2+, Fe2+, Mg2+…), présence de sels (OH-, S2-, PO43-, CO32-…), échange entre les sédiments et l’eau. La majorité du cuivre rejeté dans l’eau est sous forme particulaire et tend à se déposer, à précipiter ou à s’adsorber à la matière organique, au fer hydraté, aux oxydes de manganèse ou aux argiles. Le cuivre est toxique pour les poissons et un certain nombre d’organismes aquatiques.

De plus, le cuivre s’accumule dans les premiers centimètres du sol et peut devenir toxique pour les organismes du sol, notamment les vers de terre.

  1. Nickel

Le Nickel est un élément chimique présent naturellement dans l’environnement. Cependant, le nickel est également émis par l’homme en grande quantité, principalement par la combustion des énergies fossiles. Par exemple en France en 2002, il y a eu des émissions de 218 tonnes de Nickel dans l’atmosphère. En grande quantité ce produit peut avoir un impact écotoxicologique. Les effets du Nickel sont peu étudiés mais il existe quelques valeurs qui montrent les impacts de ce produit sur l’environnement. Par exemple, sur la faune et la flore marine on observe des valeurs de CL10 comprises entre 0,001 et 0,04 mg/l, ce qui en fait un produit toxique. Il y a également un phénomène d’accumulation du Nickel dans le sol ce qui perturbe les espèces terrestres.

Dans notre procédé, on émet du Nickel dans les phases de production, de recyclage et de transport de la batterie.

  1. PAHs​

Les PAH (hydrocarbure aromatique polycyclique) sont des polluants issus de la combustion de carburants fossiles tels que le pétrole, le charbon et le gaz. Ce sont des composés avec un fort impact écotoxicologique. Par exemple, sur les oiseaux il a une CL50 (concentration létale 50) qui correspond à la mort de 50 % des oiseaux environ égale à 0,036 μg/g d’oiseaux, ce qui correspond à une valeur très faible. Le constat est le même pour les autres espèces animales telles que les reptiles et les amphibiens. Les PAHs sont des composés qui peuvent entraîner des mutations, des lésions, des tumeurs, un changement dans le comportement, une réduction du développement et peuvent perturber la reproduction.

  1. Phénol

Dans l’eau, les phénols sont plus lourds que l’eau et ils s’enfoncent. Ils peuvent se diluer doucement et devenir toxiques. En milieu aquatique, ils affectent de manière plus significative les espèces telles que le gardon et la carpe  (CL50 : 25 mg/l et 24 mg/l respectivement).

Dans l’air, les phénols exposés à la chaleur peuvent former des mélanges explosifs.

Dans le sol, le phénol subit une dégradation microbienne aérobie ou anaérobie, et c’est à cause de cela que l’accumulation des phénols est très faible.

Toxicité humaine

 

Les oxydes d’azote, le dioxyde de souffre, les oxydes de souffre et la suie sont les principaux produits qui contribuent à la toxicité humaine dans l’étude des batteries ion-lithium de  notre projet.

Le dioxyde de soufre est un composé toxique par inhalation facilement détectable en faibles concentrations par son odeur.  La combustion des fuels sulfurés et l´extraction des métaux utilisés pour la construction de la batterie sont des processus qui apportent la plus grande quantité de ce composé.

Concernant les autres oxydes de soufre (SOx), ils sont également très dangereux pour la santé. Ils proviennent aussi de la combustion des carburants fossiles.

La suie est formée lors de la combustion incomplète d´hydrocarbures. Dans notre projet, cela correspond surtout aux différentes étapes de transport, de fabrication et de recyclage de la batterie. La suie est très dangereuse pour la santé humaine car elle entraîne des problèmes vasculaires, un risque accru de  crises cardiaques et  des problèmes respiratoires.

Les oxydes d’azote (NOx) se forment lors de la combustion de carburants fossiles à hautes températures et comme la suie, la principale source est la pollution associée au transport et à l´assemblage des différents matériaux utilisés pour la fabrication de la batterie ainsi qu’à son traitement après utilisation. Ils entraînent des problèmes de santé lorsqu’ils dépassent le seuil de 4 ppm dans l´environnement.

Un dernier groupe de rejet affecte particulièrement la santé humaine, il s’agit du rejet de métaux lourds comme le nickel, le plomb ou l´arsenic. Même en faible quantité, ils sont très dangereux pour  la santé car ils sont très cancérigènes.

Acidification

Les oxydes de soufre et l’azote sont les principales causes de l´acidification. Ces substances représentent plus de 95% de ce type de contamination.

Le principal oxyde de soufre est le SO2, les émissions de ce produit proviennent majoritairement  du processus de combustion de carburants fossiles.

  • Dans les processus métallurgiques, une très grande quantité de SO2 est libérée dans l’atmosphère. Les métaux sont naturellement sous forme de sulfure (ex: NiS, CuS) et lorsqu’ils sont transformés en oxydes, il se produit la libération de SO2.
  • Dans les processus de combustion de carburants fossiles, le soufre réagit avec l’oxygène et crée du SO2

Concernant les émissions de dioxyde d’azote (NO2), les principales causes de rejet de cette substance sont les processus de combustion à hautes températures (véhicules motorisés et usines).

Nous pensons que ces émissions se produisent principalement dans les étapes de production des métaux et pendant le transport des matériaux par bateau ou par camion. Nous pensons également qu’il existe des rejets dans l’étape de recyclage de la batterie car il y a des combustions à très hautes températures.

Gaz à effet de serre

Les gaz a effet de serre produits par la batterie sont presque en totalité du CO2, il participe grandement  au réchauffement climatique et à l’effet de serre. Le CO2 serait le deuxième gaz à effet de serre le plus important dans l'atmosphère après la vapeur d'eau, contribuant respectivement à hauteur de 26 % et 60 % à ce phénomène.

Le Potentiel de Réchauffement Global (PRG) est un outil qui permet de comparer entre eux les différents gaz à effet de serre qui influencent le système climatique. Il est utilisé pour prédire les impacts relatifs de différents gaz sur le réchauffement climatique.

On peut trouver d’autres gaz générés par la batterie avec des PRG très élevés comme par exemple le méthane avec un PRG de 25 sur 100 ans, ou les FC-14 qui sont très persistants avec une durée de demi vie d´environ 50 000 ans et un PRG de 7390 sur 100 ans. Les oxydes de soufre ont quant à eux une longévité de 114 ans et un PRG de 298.

En prenant en compte ces valeurs, l’accumulation de ces composés, même en faible quantité, peut contribuer au réchauffement de la planète.

Eutrophisation

 

L’eutrophisation est un phénomène caractérisé par la modification et la dégradation d’un milieu aquatique. Cela est souvent caractérisé par la prolifération d’algues qui empêche la lumière d’atteindre le fond de la rivière ou de la mer. Il y a donc trop de nutriments lorsqu’un milieu aquatique est eutrophisé. Ce processus peut être lent et naturel et permettre à des lacs de se transformer petit à petit en marais puis en forêt mais il est plus souvent dû à l’action humaine qui impacte l’environnement avec des rejets de polluants agricoles ou industriels. L’eutrophisation est alors beaucoup plus rapide. Les phénomènes d’eutrophisation dus aux batteries lithium-ion viennent principalement du rejet de trois composés:

  • Le dioxyde d’azote
  • L’oxyde d’azote
  • Les phosphates
  1. Le dioxyde d’azote

Le dioxyde d’azote est un composé chimique de formule brute NO2. C’est un gaz très polluant dans l’atmosphère et très réactif. Dans le cas de l’eutrophisation, il réagit avec l’eau selon la réaction suivante :

3 NO2 +H2O -> 2 HNO3 + NO

Il y a donc production de monoxyde d’azote, un gaz toxique mais qui n’intervient pas dans les phénomènes d’eutrophisation, et d’acide nitrique liquide qui rend les pluies acides et participe fortement aux phénomènes d’eutrophisation.

Le dioxyde d’azote, dans notre processus, provient en grande majorité de la combustion de carburant, c’est à dire dans les étapes de transport, de fabrication et de recyclage de la batterie. La période d’utilisation de notre produit ne cause pas d’émission de ce type de gaz et n’est donc pas en soi un problème pour l’eutrophisation des milieux aquatiques.

   2. Les oxydes d’azote

On connaît plus souvent les oxydes d’azote sous le nom de NOx. Le dioxyde d’azote en est un mais il en existe beaucoup d’autres. Il y a:

  • Le protoxyde d’azote N2O
  • ​​​​​​Le monoxyde d’azote NO
  • Le trioxyde d’azote N2O3
  • ​​​​Le dioxyde d’azote NO2
  • Le tétraoxyde d’azote N2O4
  • ​​Le pentaoxyde d’azote N2O5

Ce sont des puissants gaz à effet de serre qui viennent en grande partie de la combustion de carburants fossiles tels que le pétrole, le charbon ou le gaz. Ils peuvent également être produits par des procédés industriels. Ce sont les deux raisons de la présence de ces produits dans la liste des produits de notre batterie impactant l’eutrophisation.

Ils impactent l’environnement de la même manière que le dioxyde d’azote en réagissant avec l’eau pour former de l’acide nitrique.

   3. Les phosphates

Les phosphates sont une famille de molécule ayant pour base commune la forme suivante.

(Source: Agriculture de conservation)

Ce sont des produits principalement utilisés dans le secteur agricole sous forme d’engrais pour apporter de l’azote et du phosphore à la terre. On se sert également des phosphates lors du processus de fabrication du vin. Ces provenances des phosphates ne nous concernent pas dans l’étude de la batterie.

Les phosphates sont également utilisés sous forme de phosphate d’aluminium pour fabriquer l’aluminium nécessaire à la batterie, c’est de cette partie du procédé que proviennent les émissions des phosphates. Ils ont un impact très important sur l’eutrophisation des milieux aquatiques, c’est pourquoi ils font partis des trois produits les plus impactant de notre étude.

Couche d'ozone

On peut voir sur le graphique que presque 100% des composés impactant la couche d’ozone à cause de ce processus sont dus au méthane (CH4). Les principales sources anthropiques de libération de méthane sont les combustibles fossiles. Ce gaz est donc principalement émis pendant l’extraction des minéraux, leur transport, la fabrication et le recyclage de la batterie.

Le méthane est un gaz qui contribue très fortement à la destruction de la couche d’ozone et au réchauffement climatique. Il permet le passage des radiations du soleil qui arrivent à la surface de la terre pour être absorbées ou pour être reflétées. Ces radiations reflétées sont retenues par les gaz à effet de serre comme le méthane de l’atmosphère, de cette façon, la température moyenne de la terre augmente et le réchauffement climatique apparaît. Bien que le CO2 soit le gaz de serre le plus connu, le méthane à un impact plus de 20 fois supérieur au CO2.

Smog

Le smog est un phénomène de brouillard urbain lors d’une période de grande pollution. Il peut être dangereux pour l’homme comme par exemple à Londres en 1952 où une pollution au dioxyde de souffre à entraîné la mort directe de 12 000 personnes et a atteint plus de 100 000 personnes avec  des effets à long terme. On peut voir que les phénomènes de smog causés par une batterie viennent à plus de 75% de produits de type hydrocarbures. La majorité du reste des émissions provient des composés organiques volatils. On peut avancer l’hypothèse que ces émissions sont principalement dues aux transports et aux différentes étapes de fabrication et de recyclage. En effet, ces gaz proviennent majoritairement de la combustion de carburants tels que le pétrole ou le gaz.

Lors du processus de fabrication et  de recyclage, on utilise de grandes quantités d’énergie, cela crée des rejets de pollution dans l’atmosphère. De plus, chaque étape de transport crée un apport de pollution car les bateaux et les camions émettent des substances du type hydrocarbures et composés organiques volatils. La période d’utilisation de la batterie n’est pas impliquée dans ce processus de création de smog. En effet, pendant la durée de vie de la batterie, il n’y a pas de consommation de carburant et donc pas de rejets d’hydrocarbures et de composés organiques volatils.

Déchets solides

L’analyse de cycle de vie de la batterie nous montre qu’il existe différents types de déchets. Cependant, plus de 90% de ces résidus sont des déchets inorganiques. Nous n’avons pas trouvé plus de précision quant à la composition exacte de ces déchets. Nous pensons donc qu’il s’agit d’un ensemble regroupant des déchets venant de la fabrication, du recyclage, du transport et de l’utilisation de la batterie.

Ressources énérgetiques

Les ressources les plus consommées durant la fabrication, l’utilisation et la fin de vie de la batterie peuvent se séparer en différents sous-groupes:

  • Les fuels pour le transport des matériaux.
  • ​​​​​​​​Le charbon et le gaz naturel pour l´extraction des matériaux et la fabrication de la batterie.
  • L´électricité nécessaire pour la construction, l’assemblage et la fin de vie de la batterie provient du nucléaire, des combustibles fossiles ou du gaz naturel.
  • Les autres ressources consommées sont le bois, des énergies renouvelables

Le problème environnemental associé à cette consommation d’énergie est la génération par combustion des polluants comme le CO2, le méthane ou les oxydes d’azote et de soufre, qui contribuent à détruire la couche d´ozone, à élever la température de la planète et à contaminer l´environnement.

 

Page éditée par Alejandro Orsikowsky, Basile Payen et Javier Pierna

ACV de la STEP

Pour effectuer cette étude, nous allons travailler en collaboration avec les autres binômes composant notre groupe de projet. En effet, l’objectif est de faire l’analyse de cycle de vie la plus précise possible de la station de transfert d’énergie par pompage marine (STEP).

Inventaire des flux de matières et d'énergie

Dans un premier temps, il nous a fallu récolter le plus d’informations possibles sur les matériaux et les quantités de ces derniers dont nous aurons besoin pour construire la STEP.

Le principal matériau est l’acier inoxydable qui composera nos canalisations. En effet, avec des tuyaux de 8,10 m de diamètre extérieur et d’une longueur totale de 2 760 m, il est nécessaire d’utiliser des quantités de métal assez énormes. Des canalisations de ce format ne sont pas standards et il a donc fallu trouver une épaisseur de tuyau. Nous avons décidé de prendre 20 cm d’épaisseur de paroi, ce qui assure une bonne résistance à notre installation sans pour autant utiliser trop de métal.

Pour ce qui concerne le transport, nous avons utilisé des camions de 40 tonnes en émettant comme hypothèse que nous fabriquions tous nos produits en Europe et que nous les transportions par camion entre les différents lieux de fabrication. Pour faciliter le calcul du nombre de camions nécessaires et des kilomètres qu’ils devaient parcourir, nous avons émis l’hypothèse que chaque matériau était produit à 1 000 km de l’étape suivante.

En ce qui concerne le recyclage, nous avons considéré que les métaux étaient des éléments qu’il était possible de recycler en grande partie tout comme les matières plastiques. On obtient donc un recyclage à 80% de notre installation.

Après inventaire du maximum des matériaux, voici le tableau récapitulatif des produits utilisés dans le cadre de notre étude.

inventaire des matériaux principaux de la STEP

On renseigne ensuite tous ces matériaux au logiciel SimaPro ainsi que les processus mis en œuvre pour fabriquer le verre, les différents métaux, les transports, la formation des plastiques. On obtient alors le réseau correspondant à notre station de transfert d’énergie par pompage marine.

Réseau de la STEP réalisé avec le logiciel SimaPro

On peut alors lancer la simulation, avec la même méthode que la batterie afin d’avoir des résultats comparables. On obtient alors un inventaire de tous les produits entrant en jeu dans les frontières que nous nous sommes fixées.

Inventaire des matériaux

 

Page éditée par Alejandro Orsikowsky, Basile Payen et Javier Pierna

Evaluation des impacts potentiels

Comme pour la batterie, on obtient des résultats sur différents impacts potentiels résultant de la fabrication, l’utilisation et la fin de vie de notre station de transfert par pompage marine. Les unités utilisées sont les mêmes que pour la batterie.

Résultats globaux de l'analyse de cycle de vie de la STEP

La normalisation des résultats de notre analyse de cycle de vie nous permet de voir quels sont les impacts les plus importants causés par notre station de transfert d’énergie par pompage marine.

Quantification des impacts de la STEP

 

On constate donc que les écosystèmes sont les systèmes les plus touchés par notre installation, loin devant les autres impacts. Le cadmium émis pendant la création de plomb et de cuivre ainsi que le mercure relâchés pendant la combustion du charbon sont les deux produits qui rendent notre installation si dangereuse pour les écosystèmes.

On peut aussi noter que la STEP marine relâcherait du chrome VI ce qui entraîne une toxicité humaine relativement importante. Comme nous consommons beaucoup de carburants fossiles, un de nos impacts les plus importants est la création de smog.

On peut maintenant étudier chaque impact séparément et essayer de déterminer d'où ils proviennent.

Ecotoxicité

Dans le cadre de la toxicité qu’entraîne la STEP sur l´environnement, on trouve des produits communs à la batterie comme les métaux lourds versées pendant la dure de vie de l’installation. Les deux métaux les plus présents sont le cadmium et le mercure, on trouve ensuite le  nickel, le cuivre, le zinc, le plomb, le cobalt et le chrome.

Le cadmium est émis par notre procédé lors de la création de plomb. Il peut également venir de l’incinération de certains produits lors du recyclage et se répandre sous forme de fumées jaunes dans l’atmosphère. Il s’accumulé facilement chez l’animal, principalement dans les reins et le foie et peut causer une augmentation de la pression artérielle et une dégradation du cerveau. Il est également présent et transporté par les boues d’épuration qui peuvent polluer la surface des sols. On retrouve alors du cadmium dans les plantes qui poussent sur ces sols. Les vers de terre sont également très affecté par le cadmium présent dans les sols et peuvent mourir avec des concentrations assez faible. En mer, ce produit d’accumule facilement dans les crustacés et peut donc ensuite être mangé par l’homme.

Le mercure est le second produit venant de notre STEP qui impacte le plus les écosystèmes. Il est émis lors de la combustion de carburants fossiles. Le mercure est absorbé par les micro-organismes et subit ensuite un phénomène de bioamplification jusqu’à l’homme. Il provoque sur la faune des troubles digestifs, une baisse de la reproduction  et une mortalité embryonnaire beaucoup plus forte. Il réduit également la croissance de la flore.

Le cuivre est surtout présent sur les câbles de notre STEP, il est également produit lors de la combustion de carburants fossiles. Il est ensuite assimilé par les sols et s’accumule dans les plantes ou les animaux. Certaines espèces de plantes survivent dans un sol contenant beaucoup de cuivre mais les autres disparaissent.

Toxicité humaine

Dans le cadre de l’étude de l’impact de notre STEP marine sur la toxicité humaine, on peut constater qu’il existe un produit présentant beaucoup plus de dangers que les autres, il s’agit du chrome VI (chrome hexavalent). Il est présent dans les aciers et comme nous avons des quantités importantes de ces aciers sur notre STEP, il est présent en grande quantité. Il peut provoquer différents symptômes:

  • Saignement de nez
  • Ulcères
  • Troubles respiratoires
  • Attaque sur le foie et les reins
  • Cancer du poumon
  • Décès
  • Dégradation du matériel génétique

Bien que le chrome VI soit le principal danger pour la santé humaine, il y a également les oxydes de soufre et d’azote qui présentent des risques. Comme pour la batterie, ils proviennent de la combustion de ressources fossiles et sont donc émis lors des étapes de transport, de fabrication et de recyclage de la STEP.

Acidification

Les oxydes de soufre ainsi que les oxydes d’azote sont les principaux produits ayant un impact sur l’acidification lors de la vie de notre STEP. Il s'agit d'une situation équivalente à celle de la batterie.

Concernant les oxydes de souffre, ils sont émis lors de la fabrication des métaux ou lors de la combustion de carburant, c’est-à-dire lors des étapes de transport, de fabrication et de recyclage de notre installation

Au niveau des oxydes d’azote, les principales causes de rejet de cette substance sont les processus de combustion à hautes températures de carburant, c’est-à-dire lors de l’utilisation de véhicules, de l’étape de fabrication et de recyclage.

Gaz à effet de serre

Avec les données obtenues après la réalisation de l´ACV sur les gaz à effet de serre, on constate que presque en totalité des émissions provenant de la STEP sont constituées de CO2 et de méthane.

Le dioxyde de carbone provient essentiellement de la combustion d’énergies fossiles, utilisés surtout pour le transport, l’extraction et la transformation des matériaux. Sur la planète, il est le principal gaz responsable de l’effet de serre anthropique (avec une contribution de 55%). Sur notre installation, il est également le gaz qui influence le plus l’effet de serre. Son pouvoir de réchauffement global (PRG) est de 1.

Le méthane (CH4) engendre environ 15 % de l’effet de serre anthropique. Il est produit lors de l’utilisation d’énergies fossiles telles que le pétrole, le gaz naturel ou le charbon. Il est également émis lors de l’extraction des minerais ainsi que lors des différentes étapes de transport. Son impact sur le changement climatique est 25 fois supérieur à celui du CO2, son pouvoir de réchauffement global (PRG) étant de 25.

On trouvé également comme produit le protoxyde d’azote (N2O). C’est une substance responsable d’environ 5% de l’effet de serre global. Son pouvoir de réchauffement climatique est de 298, soit 298 fois plus élevé que celui du CO2. Dans notre cas, il est produit lors de la combustion de carburants fossiles.

Eutrophisation

L’eutrophication, modification et dégradation d'un milieu aquatique,  est en général lié à un apport excessif de substances nutritives comme l´azote et le phosphore sous la forme d´oxydes qui augmentent la production d’algues et d'espèces aquatiques. Les principaux inconvénients de l'eutrophisation sont la diminution de la biodiversité et de la qualité de l'eau. Dans notre cas, ce sont les oxydes d´azote qui proviennent de la combustion des carburants utilisées pour le transport et la fabrication des matériaux qui ont un impact sur l‘eutrophisation ainsi que les grandes quantités de phosphates émises lors du processus de fabrication de l’aluminium. 

Couche d'ozone

On constate que les impacts sur la couche d’ozone ne viennent quasiment que du méthane. Ce dernier est produit en grande partie lors de la combustion de ressources fossiles telles que le pétrole, le gaz naturel ou le charbon. Ce gaz est donc principalement émis pendant l’extraction des minéraux, leur transport, la fabrication et le recyclage de la station de transfert d’énergie par pompage marine.

Comme pour la batterie, le méthane est un gaz dont l’impact sur l’effet de serre est très important. En effet, sa puissance est 20 fois supérieure à celle du CO2 et il contribue donc majoritairement à augmenter l’effet de serre dans le cadre de notre projet.

Smog

Comme vu précédemment dans l´ACV de la batterie, on peut noter que les hydrocarbures, les composés organiques volatiles (COVs) et les composés organiques volatiles non méthaniques (NMVOC) sont les produits présents dans notre installation ayant le plus de chance de créer un smog.

Comme dans le cas de la batterie, ce problème qui crée une brume brunâtre épaisse provient d'un mélange de polluants atmosphériques. Cela limite la visibilité dans l'atmosphère. Dans notre cas, cela provient du dégagement de gaz durant les différentes étapes de transport ainsi que lors de la fabrication des métaux tels que l’acier (celui que nous utilisons en plus grande quantité).

Déchets solides

Nous pouvons constater grâce à l’analyse de cycle de vie de la station de transfert d’énergie par pompage que notre installation produit des déchets de diverses sortes. Cependant, les données par rapport à ces derniers sont assez peu précises. Il est donc difficile de connaître exactement leurs origines.

Néanmoins, on peut constater que la principale source de déchet est inerte ce qui n’est donc pas un problème majeur pour l’environnement, il suffit alors de le stocker ou de l’incinérer.

Comme nous n’avons pas plus d’informations par rapport à ces déchets, nous pensons qu’ils proviennent des différentes étapes de production, de transport et de recyclage.

Ressources énérgetiques

Les ressources énergétiques consommées lors du cycle de vie sont principalement du charbon. En effet, lors du processus d’extraction et de fabrication des métaux, c’est cette ressource qui est la plus utilisée. On constate également que l’on utilise du pétrole pour les différentes étapes de transport. Le gaz est quant à lui utilisé lors de la fabrication des métaux. On observe également l’utilisation d’électricité par le biais de l’uranium des centrales nucléaires. D’autres énergies sont utilisées en plus faible quantité comme le bois, l’énergie solaire, l’énergie hydraulique et le méthane.

 

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Interprétation des résultats

Cette partie va nous permettre de comparer les deux scénarii que nous avons utilisé pour faire notre analyse de cycle de vie. C’est à ce moment que l’on peut remarquer qu’il est primordial de bien avoir défini son champ d’étude ainsi que son unité fonctionnelle.

Nous avons donc travaillé avec comme unité fonctionnelle: « Stocker une quantité d’énergie de 800 MW ». Pour cela, nous avions deux scénarii:

  • 92 592 593 batteries lithium-ion de 3,7V et 2200 mAh

  • 1 station de transfert d’énergie par pompage marine

Le fait que nous ayons à utiliser autant de batteries pour avoir un équivalent de la STEP marine vient du fait que les technologies ne sont pas encore assez avancées pour obtenir des batteries pouvant contenir 800 MW. De plus, nous n’avions des données que pour un type de batterie de petite taille.

Les résultats de la STEP sont en rouge et ceux des batteries en vert

En utilisant ce graphique normalisé, nous pouvons voir les différents impacts des batteries et de la STEP marine. On peut également les comparer afin d'identifier l'installation semblant la plus viable.

On constate donc que l’impact de la STEP marine sur les écosystèmes est de loin le plus important. On peut également noter que la batterie a un impact très important sur l’acidification de l’environnement.

Gaz à effet de serre

On peut noter que la batterie rejette environ deux fois plus de gaz à effet de serre que la STEP. Pour les deux installations, l’impact créé par le rejet de ces gaz reste cependant faible par rapport aux autres impacts. Le principal gaz à effet de serre rejeté dans l’atmosphère est le CO2 pour la batterie et la STEP marine. Il s’agit d’un des gaz les moins nocifs pour l’atmosphère, nos installations n’ont donc pas un impact trop important à ce niveau.

Nous pouvons avancer comme explication à la différence des rejets entre la STEP et les batteries le nombre de kilomètres de transport à effectuer lors du processus des deux installations. En effet, notre hypothèse de 1 000 km de transport pour chaque matériau de la STEP est peut être un peu faible. De ce fait, nous obtenons une quantité de rejet de gaz à effet de serre plus faible.

Ecotoxicité

Les impacts de nos deux installations sur les écosystèmes sont très différents.

  • STEP marine : Le cadmium et le mercure sont les deux principaux éléments impactant les écosystèmes. Ils proviennent de la création du plomb et du cuivre ainsi que de la combustion du charbon

  • Batteries : Le cuivre, le nickel et les hydrocarbures aromatiques polycycliques sont les 3 principaux produits dangereux pour les écosystèmes.

En comparant ces impacts, on voit que la STEP marine est plus de 10 fois plus dangereuse pour les écosystèmes que les batteries.

Toxicité humaine

La batterie est environ 20% plus toxique que la STEP marine. Cela vient du fait qu’une grande quantité de dioxyde de soufre est relâchée lors de l’extraction des métaux et des différentes étapes de transport. En ce qui concerne la STEP, il y a moins de dioxyde de soufre relâché. Le principal problème vient du chrome VI, très dangereux pour la santé.

On peut donc considérer que ces deux installations représentent un risque pour la santé humaine, certes moins important que pour les écosystèmes, mais dont il faut tout de même se préoccuper.

Eutrophisation

L’eutrophisation vient du rejet de phosphates et d’oxydes d’azote. Ils proviennent de l’extraction et la transformation des métaux ainsi que des diverses étapes de transport.

On remarque peu de différences entre nos deux procédés, les batteries ayant un impact légèrement plus fort que la STEP sur l’eutrophisation. Néanmoins, on peut noter que nos deux installations n’ont que peu d’impacts sur ce facteur.

Acidification

Les sources de l’acidification viennent des mêmes produits pour les deux procédés : les oxydes de soufre et les oxydes d’azote. Ce sont des composés émis lors de la fabrication des métaux et des différentes étapes de transport. Comme dit précédemment, prendre comme hypothèse 1 000 km par camion pour la STEP était peut être un peu faible et c’est pour cela qu’apparaît un écart entre la STEP et la batterie. Cependant, l’écart est plus important que s'il y avait seulement un kilométrage trop faible. Nous pensons donc que cela vient de la manière dont les matériaux ont été extraits. Il en résulte donc un impact sur l’acidification 10 fois plus important pour la batterie que pour la STEP.

Smog

Pour nos deux procédés, plus de 75% du risque de création de smog vient des hydrocarbures. Ces derniers sont produits lors des étapes de transport. Comme dit précédemment, notre nombre de kilomètres utilisé pour les matériaux de la STEP est sûrement sous-évalué. On constate un impact de la batterie très légèrement plus important que celui de la STEP sur la possibilité de créer un smog.

Couche d’ozone, ressources énergétiques et déchets

Pour la batterie et la STEP marine, l’impact sur la couche d’ozone est extrêmement faible et provient dans les deux cas du rejet de méthane dans l’atmosphère. Ce produit est rejeté lors des étapes de transport et il n’y a pas de différences significatives entre les deux installations.

Il en va de même pour les ressources énergétiques, l’impact créé par ces produits est négligeable.

Enfin, les déchets créés par ces deux types d’installation ont également un impact très faible par rapport aux autres facteurs que nous avons étudiés. Cependant, il nous a été difficile de trouver leurs origines.

Conclusions

Pour conclure sur la comparaison de l’analyse de cycle de vie de la station de transfert d’énergie par pompage marine et la batterie lithium-ion, on constate que les plus grandes différences viennent de l’impact sur l'écosystème et l’acidification.

Au niveau des impacts sur les écosystèmes, on a donc constaté que la STEP marine était beaucoup plus dangereuse que les batteries. Cela vient principalement du cadmium et du mercure. Pour rendre notre installation moins dangereuse pour les écosystèmes, il faudrait limiter l’utilisation du charbon lors des différentes étapes de création de métaux et de recyclage. On pourrait par exemple le remplacer par des énergies renouvelables telles que le solaire ou l’éolien.

Concernant l’acidification, la batterie cause beaucoup plus de problèmes que la STEP marine. Pour essayer de réduire cet impact, il serait nécessaire de limiter au maximum le transport, donc de produire les matériaux au plus près de l’installation finale. Il faudrait également essayer de placer les usines de recyclage à proximité du lieu d’utilisation de notre produit.

Enfin, au vu des impacts étudiés et des résultats que nous avons obtenus, il semblerait que les batteries soient moins dangereuses que la STEP pour notre environnement.

 

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Etude de la rentabilité de la STEP

Cette partie du projet consiste à étudier la rentabilité d’une STEP marine. Il est en effet important de savoir si un tel projet est rentable et en combien d’années. Le point de vue adopté par simplicité est celui d’un producteur ne disposant pas d’un parc de production d’électricité. Un tel moyen de stockage de masse peut en effet permettre des possibilités d’optimisation d’un parc, en permettant notamment d’éviter, dans certains cas, d’utiliser des centrales coûteuses en matière première.

Cette étude de rentabilité comporte plusieurs volets. Le premier consiste à évaluer le montant des investissements nécessaires à ce projet. Ensuite, les revenus provenant de la marge dégagée par la STEP sur les marchés de l’électricité, mais aussi de services pour la sécurité du réseau, seront déterminés. Puis, les charges courantes d’exploitation, du coût de l’énergie et d’utilisation du réseau seront estimées. Enfin, les amortissements, impôts, taxes et redevances, sans oublier la contribution au service public de l’électricité seront calculés.

Ces différents paramètres permettront de calculer un taux de rentabilité interne à ce projet qui est un indice pour savoir si un investissement est intéressant. Un taux de rentabilité interne de 8% est habituellement synonyme d’investissement attractif pour des projets industriels.

 
Page éditée par Fabien Higounenc et Matthieu Sécher

Paramètres et Hypothèses

1. Paramètres et hypothèses

1.1. Puissance, rendements et capacité de stockage

Le dimensionnement de ce projet de STEP marine a abouti à une puissance installée réversible de 800 MW et une capacité de stockage de 10 GWh  (voir partie dimensionnement). Le rendement en mode turbine est de 90% et en mode pompage de 90% également, pour un rendement global pour le cycle turbinage-pompage de 80%. Ces rendements sont conformes pour une STEP neuve équipée des technologies disponibles (groupes turbine-pompe à vitesse variable).

La constante de temps d’un cycle de turbinage et de pompage sur le volume entier du bassin en tenant compte de ces rendements est d’environ 25h (11h20 de turbinage et 13h40 de pompage). Cette valeur est un peu faible pour envisager un mode d’exploitation hebdomadaire, i.e. une gestion du volume d’eau sur une semaine, avec le week-end uniquement du pompage pour retrouver le niveau maximum le lundi matin.

Ainsi, c’est un mode d'exploitation journalier qui sera adopté avec une possibilité de vider entièrement le bassin sur une journée d’exploitation à la condition de pouvoir recouvrir le volume maximum à la fin de la journée.

1.2.  Durée avant exploitation

Avant l’exploitation de la STEP marine, les démarches administratives, les études et la phase de construction prennent du temps. Cette période est estimée à 10 ans et se décomposent de la manière suivante :

  • 6 ans pour réaliser les études nécessaires, faire la demande et obtenir les permis nécessaires ;
  • 4 ans pour la construction.

Si le projet était démarré dès cette année, la mise en service de la STEP marine serait fixée à l’année 2023. Par ailleurs, cette année devrait correspondre aux besoins du réseau face à la croissance des énergies renouvelables intermittentes (voir partie intégration au réseau).

1.3.  Durée de vie

L’un des avantages d'une STEP marine par rapport à une STEP classique est de ne pas avoir besoin d’un cours d’eau pour fonctionner. Ainsi, une concession ne devrait pas être nécessaire à ce projet. La durée de vie, qui aurait été évaluée à 75 ans (voire moins) dans le cas d’une concession, peut ainsi être évaluée dans le cas d’une STEP marine à 100 ans. Cette durée de 100 ans correspond approximativement à la durée d’exploitation des plus anciens barrages et réservoirs hydroélectriques français. D'ailleurs, cette durée de vie pourrait être réévaluée et allongée selon les retours d’expérience de ces barrages.

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Investissement

2. Investissements

L’investissement pour ce projet de STEP marine est estimé à 1 390 M€ et correspond à un coût d’investissement d’environ 1735 k€ par MW installé, l’investissement étant considéré uniformément réparti sur une période de 4 années.

Cette estimation est basée sur les données d’un rapport de l’Union Française de l’Electricité (UFE, voir bibliographie) présentant la méthodologie d’une étude de rentabilité d’une STEP classique de 800 MW dont le bassin supérieur est plus grand (16 GWh de capacité de stockage) que pour ce projet de  STEP marine, et dont le bassin inférieur est considéré comme préexistant. Ainsi, les seules différences entre la STEP marine et celle étudiée dans ce rapport de l’UFE, sont l’utilisation de métaux adaptés à l’eau de mer, de géo-membranes bitumineuses pour l"étanchéité du bassin supérieur, les bassins constitués d’enrochement pour les prises d’eau inférieures (en mer), éventuellement des longueurs de conduites forcées plus grandes et un bassin supérieur plus petit. Les quatre premières différences ont tendance à augmenter l’investissement pour la STEP marine alors que la dernière le diminue.

Ainsi, le montant de l’investissement considéré dans ce rapport, 1040 M€, a été augmenté de 33% afin de prendre en compte les surcoûts dus à ces différences induites par une STEP marine.

Il a été tenté de déterminer ce coût d’investissement de manière plus précise en contactant les entreprises potentiellement capables de contribuer à la construction. Les entreprises Alstom, pour les groupes turbine-pompe et les alternateurs, Razel-Bec pour les travaux souterrains (puits d’accès, excavations pour les conduites forcées et l’usine souterraines) et Saveco pour les conduites forcées, ont été contactées. Cependant pour des raisons de manque de temps, d’indisponibilité ou de confidentialité, il n’a pas été possible d’obtenir de devis pour ce projet.

Pour ce qui est de la valeur terminale du projet, il est difficile de l’évaluer ; elle est donc considérée comme nulle. Ce choix est motivé également par la possibilité d’une obligation de démantèlement qui pourrait être coûteux.

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Revenus

3. Revenus

Une STEP marine n’est pas un moyen de production d’électricité mais un moyen de stockage de l’électricité. Les revenus potentiellement dégagé proviennent donc en grande partie des marchés de l’électricité, par transfert d’énergie. L’objectif est de profiter des prix bas pour stocker l’énergie et des prix hauts pour l’injecter sur le réseau et, de cette manière, dégager une marge positive.  Ces marchés de l’électricité concernés sont le marché « spot » EPEX (European Power Exchange, bourse européenne d’électricité comptant pour la France, l’Allemagne, l’Autriche et la Suisse) journalier et le marché de l’ajustement infrajournalier.

Les services système obligatoires sont également une source de revenu. Ils correspondent à l’obligation légale de tous les moyens de production nouveaux de plus de 120 MW de constituer une réserve primaire et secondaire pour RTE, qui peut mobiliser ces réserves en cas de problèmes d'équilibre entre l’offre et la demande.

Puisque la mise en service de ce projet de STEP marine ne serait effective qu’en 2023, une dernière source de revenu peut être calculée. La loi NOME (loi sur la Nouvelle Organisation des Marché de l’Energie) accompagnée d’un décret, prévoit en effet, d’instaurer dans les années à venir un marché de la capacité. Ce marché doit rémunérer les puissances de production ou d’effacement disponibles, avec pour objectif d’encourager les producteurs à se doter de moyens de production de pointe. En effet, les producteurs ne sont, actuellement, pas encouragés à investir dans ces moyens de production de pointe car ils ne sont pas suffisamment rémunérateurs sur les marchés actuels de l’électricité.

3.1. Transfert d’énergie

Les revenus obtenus grâce au transfert  d’énergie le sont sur le marché journalier « spot » et le marché de l’ajustement infrajournalier. Toutefois, les revenus provenant du marché de l’ajustement sont aléatoires et leur évolution difficilement prédictible. De plus, ils rendent particulièrement difficile l’estimation des revenus issus du marché « spot ». Ils ne seront par conséquent pas pris en compte dans le calcul des revenus.

La détermination des revenus sur le marché « spot » est effectué avec un programme Matlab et à l’aide des données de prix du marché heure par heure obtenus sur le site Powernext. Le modèle économique est un modèle simple de classement des prix journaliers. Pour chaque jour de l’année (sauf sur certaines années qui comportent des jours manquants), les prix sont classés par ordre décroissant, des heures avec les prix les plus élevés, s’ils sont supérieurs à la moyenne des prix du jour, aux heures avec les prix les plus bas, s’ils sont inférieurs à la moyenne du jour, avec pour condition de retrouver à la fin du jour le niveau maximal du bassin. Il suffit alors de multiplier la puissance fournie ou soutirée par le prix, heure par heure, pour obtenir le bénéfice, et en même temps, d’actualiser le stock d’électricité disponible en prenant en compte les rendements.

Graphique représentant l’arbitrage journalier pour le pompage et le turbinage par rapport au prix moyen (jour d’hiver)
(Source: présentation Mme RAFAI, ENSEEIHT 11/03/2013)

 

Certains jours ne permettent pas de dégager de bénéfices car les écarts de prix ne sont pas suffisamment élevés. Ces jours-là sont simplement supprimés et ils sont considérés comme des jours où la STEP reste inactive.

Afin d’estimer un revenu brut, cette opération a été effectuée sur plusieurs années (2007-2012). L’indisponibilité de la STEP est considérée comme nulle car les retours d’expérience indiquent, pour des STEP classiques, un taux d’indisponibilité souvent supérieur à 99% sur une année.

Tableau des revenus de la STEP marine obtenus avec les données de prix du marché spot EPEX de 2007 à 2012

 

La tendance des revenus bruts annuels est à la diminution, mais ils semblent se stabilisés sur les trois dernières années. Le montant retenu pour cette étude de rentabilité est un revenu brut de 30.6 M€. Le nombre d’heures de turbinage moyen est de 3035 heures par an et le nombre d’heures de pompage moyen est de 3710 heures par an.

Toutefois, il est important de noter que le modèle économique retenu pour la détermination de ce revenu annuel peut être optimisé. En effet, il faudrait adopter une vision sur plus d’un jour et  sélectionner les heures en maximisant la différence des aires entre la courbe des prix et la moyenne des prix, entre les prix bas et les prix élevés. Ceci permettrait d’augmenter ce revenu.

3.2. Services système

Les services système sont calculés à partir des tarifs de la rémunération actuelle fixée à 17.72 €/MWh valables jusqu’à fin 2013. La puissance dédiée aux services système est fixée à 7%, soit 56 MW pour la STEP marine, dont 2.5% pour la réserve primaire de fréquence et 4.5 % pour la réserve secondaire de fréquence.

Pour une année avec une disponibilité de 99%, les services système de la STEP marine gênèrent donc un revenu de 8.6 M€.

3.3. Futur marché de capacité

Le futur marché de capacité tel que prévu dans la loi NOME et dans le décret relatif à l’instauration d’un mécanisme de capacité dans le secteur de l’électricité, rémunérera la puissance disponible certifiée par RTE. Dans le cas de ce projet de STEP marine, cette capacité disponible est donc la puissance nominale moins la puissance dédiée aux services système, soit 744 MW.

Selon l’étude de l’UFE déjà citée (voir bibliographie), une valeur de référence pour la capacité est de 30 000 €/MW/an, ce qui est cohérent avec la valeur actuelle du marché de la capacité américain (40 000 $/MW/an). Ainsi, si le marché de capacité était mis en place, les revenus générés par ce marché pourraient être estimés à 22.32 M par an.

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Charges et Amortissements

4. Charges

Les charges d’exploitation pour la STEP marine sont les charges d’exploitation (hors amortissement) et les charges réseau définies par RTE dans le Tarif d’Utilisation du Réseau de Transport d’Electricité (TURPE). Les coûts de l’énergie de pompage sont déjà pris en compte dans les revenus de transfert d’énergie (voir paragraphe 3.1.).

4.1. Charges d’exploitation

Les charges d’exploitation comprennent les coûts de personnel, d’exploitation, de maintenance, d’administration, des frais d’assurance et de gestion. Ils sont évalués à 5000 €/MW/an, ce qui fait 4 M€ par an pour ce projet.

4.2 Charges réseau

Pour une STEP, il faut à la fois considérer les charges de réseau de soutirage et d’injection. Les charges de réseau sont définies dans le TURPE en fonction du domaine de tension de raccordement du site considéré. La puissance de la STEP marine, 800 MW, impose un raccordement au réseau public de transport d’électricité au domaine de tension HTB3

   4.2.1. Composante annuelle d’injection

Par site d’injection, le mécanisme européen de compensation conduit à une charge à l’injection de 0.19 €/MWh en HTB3. Ainsi, le montant de la composante annuelle d’injection en considérant la moyenne annuelle des heures de turbinage déterminée précédemment (3035h) est de 461 320€.

   4.2.2. Composante de soutirage (CS)

La composante de soutirage est calculée par la formule suivante :

$$CS = a_{2}.P_{souscrite}+b .\tau^{c}.P_{souscrite}+\sum_{12 mois}CMDPS$$

Avec le taux de charge: $\tau=\frac{E_{soutirée}}{8760.P_{souscrite}}$ (durée pour une année bissextile: 8784 heures)

Avec $P_{souscrite}$, la puissance souscrite, ​$E_{soutirée}$, l’énergie soutirée pendant l’année considérée et CMDPS, les Composantes Mensuelles des Dépassements de Puissance Souscrite considérées comme négligeables (tout comme la composante annuelle des alimentations complémentaires et de secours ou CACS).​

Avec les coefficients suivants en fonction du domaine de tension :​

Au final, la composante de soutirage pour ce projet de STEP (HTB3), en prenant la moyenne annuelle des heures de pompage déterminée précédemment (3710h), génère une charge annuelle de 10.8 M€.

   4.2.3. Composante annuelle de gestion et composante annuelle de comptage

Pour un domaine de tension HTB3, la composante annuelle de gestion est de 7700 €/an et la composante annuelle de comptage est de 2662.32 €/an, avec pour hypothèse un seul dispositif de comptage, propriété de RTE.

5. Amortissements

Les amortissements sont calculés de façon linéaire et la période d’amortissement est 100 années. L’amortissement annuel est donc de 13.9 M€.​

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Impôts, Taxes et Contribution au Service Public de l'Eléctricité

6. Impôts et taxes

Les impôts et taxes annuels générés par ce projet de STEP marine comprennent l’impôt sur les sociétés, l’imposition forfaitaire sur les entreprises de réseaux, les taxes foncières et la contribution économique territoriale (qui a remplacé la taxe professionnelle en 2010).

Ce projet de STEP marine permettant de s’affranchir de prélèvement sur la ressource en eau et n’étant pas soumise au régime de la concession, il n’y a pas de redevance sur les recettes proportionnelle au chiffre d’affaires des concessions ni de redevance des Agences de l’Eau.

6.1. Imposition forfaitaire sur les entreprises de réseaux (IFER)

L’IFER est constituée de 9 composantes, dont l’imposition forfaitaire sur les centrales de production d’énergie d’origine hydraulique. Le montant est fixé à 2913 €/MW/an. L’IFER annuel pour ce projet correspond à un montant de 2.3 M€.

6.2. Taxes foncières

La taxe foncière pour un site hydroélectrique est de 7000 €/MW/an, ce qui représente une taxe foncière annuelle pour ce projet de 5.6 M€.

6.3. Contribution économique territoriale (CET)

La CET est composée de :

  • La Contribution Foncière des Entreprises (CFE) ;
  • La Cotisation sur la Valeur Ajoutée des Entreprises (CVAE).

La CET est plafonnée à 3% de la Valeur Ajoutée (VA = production de l’exercice + marge commerciale – consommations de l’exercice en provenance de tiers). Le montant de la CET annuelle sera donc de 837 850 € (VA = 28 M€ = 30.6 M€ + 8.6 M€ - 11.2 M€) pour ce projet.

6.4.  Impôt sur les Sociétés (IS)

La base imposable de l’IS est calculée à partir de l’EBIT (earnings before interests and taxes, i.e. résultats avant intérêts et impôts) diminué de :

  • La contribution économique territoriale ;
  • Les taxes foncières;
  • L’IFER.

L’EBIT s’obtient avec l’Excédent Brut d’Exploitation (EBE = VA + subventions d’exploitation – charges du personnel – Impôts, taxes et versements assimilés) en déduisant les dotations aux amortissements et provisions (EBIT = EBE - dotations aux amortissements et provisions). L’EBIT de ce projet est de 4.9 M€ (EBIT = EBE - 13.9 M€, EBE = 28 M€ - 0.5 M€ - 9.6 M€).

L’IS  pour une société réalisant un chiffre d’affaires supérieur ou égal à 7.63 M€, ce qui est le cas ici, est 33. 1/3 % de son EBIT. Ainsi, l’Impôt sur les Sociétés annuel pour ce projet de STEP marine est de 2.5 M€.

7.  Contribution au Service Public de l’Electricité (CSPE)

La CSPE est un prélèvement de nature fiscale sur les consommateurs d’électricité, destiné à dédommager les opérateurs des surcoûts engendrés par les obligations qui leur sont imposés par la loi, de service public de l’électricité. La CSPE instaurée en 2003 permet de compenser les obligations d’achat de l’électricité produite par cogénération gaz et les énergies renouvelables, de permettre de maintenir les mêmes tarifs électriques dans les zones îliennes non connectées au réseau, etc.

Pour ce projet de STEP marine, la valeur retenue pour la CSPE correspond au plafond de 559 350 €/an/site de consommation.

 

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Calcul du Taux de Rentabilité Interne

8. Calcul du Taux de Rentabilité Interne (TRI)

Il est désormais possible avec toutes les informations recueillies de déterminer le TRI de ce projet. Le TRI projet s’obtient en déterminant le taux d’actualisation pour lequel la Valeur Actuel Nette (VAN) suivante s’annule :

$$VAN = \sum_{p=1}^{p=N}CF_{flux~ de~ trésorerie} . (1+t)^{-p}-I+VR$$

Avec :

  • $CF_{flux~ de~ trésorerie}$, le flux de trésorerie ;
  • t, le taux d'actualisation ;
  • p, le numéro de l'annuité ;
  • N, le nombre total d'annuités ;
  • I, le capital investi ;
  • VR, la valeur résiduelle (estimée nulle ici).

Le taux d’actualisation est une variable en économie et est utilisé pour déprécier les flux futurs et déterminer leur valeur actuelle, i.e. leur valeur à la date d’aujourd’hui. Ce taux, toujours positif, est défini par l’entreprise qui fait l’investissement, en se basant généralement sur le coût du capital, l’inflation estimée et les risques liés à l’investissement.

Le flux de trésorerie correspond à la portion liquide de la capacité d'autofinancement obtenue dans l'année et non-investi, et se calcule de la manière suivante :

- Impôts sur les sociétés (voir paragraphe 6.4)
+ Dotation aux amortissements et provisions (voir paragraphe 5)
+/- Besoin en Fond de Roulement (BFR, estimé à -0.5 M€)
- Investissements opérationnels (estimés à 2 M€ par an)
= Flux de trésorerie

Le flux de trésorerie annuel est donc de 12.34 M€ pour ce projet de STEP marine. Ce flux est très faible comparé à l’investissement. Pour déterminer le TRI, la méthode des essais et des erreurs est utilisée. Le TRI ainsi déterminé est négatif, ce qui indique que l’investissement n’est pas intégralement amorti sur la durée d’exploitation (1390 M€ / 12.34 M€ = 112 ans). Ce projet de STEP marine avec les hypothèses prises, notamment sur l’investissement, et avec les conditions de rémunération, charges, impôts et taxes actuelles, n’est pas rentable.

Toutefois, la loi NOME (loi sur la Nouvelle Organisation des Marchés de l’Energie) prévoit l’ouverture d’un marché de la capacité  et devrait rapporter 22.32 M€/an à la STEP (voir paragraphe 3.3). En prenant en compte ces revenus, le TRI devient positif et atteint les 2.2%. Il est toujours loin de 8%, valeur idéale du TRI projet pour qu’une entreprise considère le projet comme étant suffisamment sûr et rémunérateur.​

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Conclusion sur la rentabilité du projet

L'étude de rentabilité a montré que ce projet de STEP marine n'était pas rentable dans la situation actuelle. En effet, les marchés de l'électricité ne permettent pas de dégager un revenu suffisant et les charges sont trop importante, notamment les impôts et les charges de réseau. Néanmoins, il faut noter que cette étude de rentabilité est complète bien que basée sur de nombreuses hypothèses telles que le coût de l'investissement, la durée de vie de l'ouvrage ou encore, l'estimation des revenus à partir d'un modèle pas totalement optimisé. Malgré tout ce manque de rentabilité est conforme aux attenttes. En effet, Mme Isabelle RAFAI, économiste au Centre d'Ingénierie Hydraulique d'EDF de Toulouse, et Mr Pierre BRUN, chef de projet pour EDF sur la STEP marine de Guadeloupe, avait prévenu qu'un tel projet de STEP marine n'était pas rentable actuellement.

Toutefois, en anticipant l'ouverture du marché de capacité il est possible d'intégrer les futurs revenus de ce marché de la calul du TRI (Taux de Rentabilité Interne) projet qui devient alors positif et égal à 2.2%. Ainsi, ce projet deviendrait rentable sur toute la période de sa durée de vie, mais le TRI projet serait toujours inférieur à 8%, valeur synonyme d'investissement intéressant pour une entreprise.

Malgré tout, il est possible d'imaginer, une fois que l'exploitation des STEP classiques, moins onéreuse, sera maximale, que les STEP marines puissent se développer. En effet, une rémunération plus élevée des services sytème, qui sont jugés actuellement trop faibles par l'Union Française des Électriciens, une valorisation de la flexibilité (i.e. capacité d'injection et d'effacement d'une puissance) et de l'extrême flexibilité, qui correspond à la possibilité de délivrer une puissance maximale rapidement, pourrait rendre un projet de STEP nettement plus rentable. Les Tarifs d'Utilisation des Réseaux Publics d'Electricité pour les domaines de tension HTB pourrait être horosaisonnalisés, ce qui permettrait d'abaisser considérablement les charges de soutirage.

Ces mesures semblent inévitables puisque la France souhaite intégrer de plus en plus d'énergies renouvelables intermittentes à son mix énergétique. Le réseau ne sera pas capable d'absorber cette puissance importante d'énergie intermittente sans de grandes capacités de stockage. Ces mécanismes d'encouragement à l'investissement dans des moyens d'équilibrage  proposés devront être mis en place pour assurer la qualité et la sécurité du réseau électrique. Ainsi, le seul moyen de stockage de l'énergie avec une technologie mature, i.e. les STEP classiques et marines, devraient être privilégiés. Il serait même envisageable, à l'image de l'éolien offshore, que l'état subventionne des projets de STEP pour des raisons d'intérêt général.

Page éditée par Fabien Higounenc et Matthieu Sécher

Conclusion

Lors de ce projet, nous avons étudié la faisabilité d’une station de transfert d’énergie par pompage marine. Nous nous sommes intéressés à divers aspects de cette installation pour essayer d’obtenir une réponse la plus complète possible à ce projet.

Nous avons montré qu’il était possible de répondre aux différentes contraintes techniques imposées par une STEP en milieu marin : le choix du site, le dimensionnement du bassin, des canalisations et des pompes ainsi que les matériaux à utiliser. 

Nous nous sommes également intéressés aux différents impacts environnementaux que pouvait engendrer la STEP. Ceux ci sont existants mais ne devraient pas empêcher la construction de notre installation. Des aménagements seront à apporter pour essayer de minimiser ces impacts.

Le point noir de ce projet se trouve dans l’acceptabilité sociale. En effet, il paraît difficile d’imaginer que la population locale accueille cette installation sans protester. Afin d'améliorer l'acceptation d'un tel projet, il faudra intégrer le mieux possible cette STEP au sein de la structure sociale et du paysage. On pourra notamment montrer que la réalisation de cette installation créerait de nombreux emplois.

L’analyse de cycle de vie a permis de comparer deux moyens de stockage de l’énergie dans le futur : la STEP et les batteries lithium-ions. Pour que la STEP soit compétitive avec la batterie, il faudrait limiter les émissions de certains métaux tels que le mercure ou le cadmium qui sont extrêmement toxiques pour l’environnement.

Enfin nous avons étudié la rentabilité de notre projet. Il faudrait 112 ans pour rentabiliser l’investissement, ce qui, en l’état actuel rend la STEP non rentable. Cependant, dans quelques années, il est possible que ce projet devienne plus rentable grâce à l’aide de l'Etat français ou en raison de la nécessité croissante de stocker une quantité importante d’énergie pour pouvoir assurer la sécurité du réseau électrique et permettre l'intégration massive d'énergie renouvelable.