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.

 

Page éditée par Fabien Higounenc et Matthieu Sécher

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
 
Page éditée par Fabien Higounenc et Matthieu Sécher

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.

 

Page éditée par Fabien Higounenc et Matthieu Sécher

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.

 

Page éditée par Fabien Higounenc et Matthieu Sécher

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.

 

Page éditée par Fabien Higounenc et Matthieu Sécher

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.

 

Page éditée par Fabien Higounenc et Matthieu Sécher

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.

 

Page éditée par Maxime Daniel et Adrien Napoly

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.

 

Page éditée par Maxime Daniel et Adrien Napoly

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.

 

Page éditée par Maxime Daniel et Adrien Napoly

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)

 

Page éditée par Alejandro Orsikowsky, Basile Payen et Javier Pierna

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.

 

Page éditée par Alejandro Orsikowsky, Basile Payen et Javier Pierna

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.

              

 

Page éditée par Alejandro Orsikowsky, Basile Payen et Javier Pierna

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)

Page éditée par Alejandro Orsikowsky, Basile Payen et Javier Pierna

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.

 

Page éditée par Alejandro Orsikowsky, Basile Payen et Javier Pierna

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.

 

Page éditée par Fabien Higounenc et Matthieu Sécher

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.

 

Page éditée par Fabien Higounenc et Matthieu Sécher

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.

 

Page éditée par Fabien Higounenc et Matthieu Sécher

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.

Page éditée par Fabien Higounenc et Matthieu Sécher