Huile thermique versus vapeur : comparaison CAPEX – OPEX

Chaque jour, il est de plus en plus fréquent de rencontrer les expressions CAPEX et OPEX dans les transactions commerciales. Ces deux expressions, provenant de contractions anglaises, CAPEX pour capital expenditure et OPEX pour operational expenditure, peuvent être assimilées, avec quelques variations, aux expressions coûts d’implantation et coûts d’exploitation qui, il y a des années, étaient déterminants dans la prise de décision lors de l’acquisition d’équipements industriels.

On entend par installations de chauffage indirect celles dans lesquelles un fluide intermédiaire est utilisé entre le chauffe-eau ou la chaudière et les appareils consommateurs. Ce fluide, qui circule de manière contrôlée, reçoit l’énergie générée dans la chaudière et la transporte jusqu’aux appareils consommateurs, où il la cède.

Les deux fluides les plus couramment utilisés dans les installations de chauffage indirect sont l’eau, généralement sous forme de vapeur, et les fluides ou huiles thermiques. Le choix du fluide intermédiaire détermine le type de chaudière, car chaque type de fluide nécessite un type spécifique d’équipement chauffant et d’installation.

Intuitivement, l’eau sous forme de vapeur peut sembler être le fluide intermédiaire le plus approprié car elle est facile à obtenir et à des prix très abordables. Cependant, comme nous le verrons plus loin, certaines caractéristiques propres à ce fluide nous obligent à considérer l’eau comme un « faux » ami dans son rôle de fluide intermédiaire de transport d’énergie dans les installations industrielles, en raison de nombreuses insuffisances comparées aux fluides thermiques qui impactent directement le CAPEX et l’OPEX.

Il est également communément admis que le CAPEX d’une installation à vapeur est inférieur à celui d’une installation à fluide thermique. Et c’est effectivement le cas, mais cette affirmation doit être nuancée. Cela se produira lorsque la chaudière et l’installation vapeur seront de ce qu’on appelle le « niveau basique », ce qui implique une chaudière à deux passes de fumées – bien que, pour ajouter à la confusion, on utilise parfois la dénomination « trois passes de fumées, deux en chambre », un réservoir de condensats sans raccordement vapeur facilitant la désaération, sans récupération des purges de chaudière, etc.

Évidemment, ce type d’installation fonctionnera et aura un CAPEX initial très faible, au prix bien sûr d’une efficacité énergétique désastreuse – celle d’une installation vapeur complète est déjà très inférieure à celle d’une installation à fluide thermique comme nous le verrons plus loin –, d’une réduction de la durée de vie de la chaudière – deux passes de fumées ou « trois, deux en chambre » impliquent des surchauffes dues à une charge thermique spécifique très élevée dans la chambre de combustion et donc des réparations fréquentes – OPEX –, et d’un CAPEX futur élevé en raison de fortes amortissements.

Il faut aussi considérer que le coût total de la charge de fluide thermique est habituellement inclus dans le CAPEX d’une installation à fluide thermique. Il faut garder à l’esprit que ce coût doit être amorti sur au moins 10 ans, durée minimale de vie d’une charge de fluide thermique dans une installation correcte, ou inclure les coûts de l’eau et de son traitement pendant 10 ans dans le CAPEX de l’installation vapeur.

Pour toutes ces raisons, ce favoritisme de l’installation vapeur en termes de coûts d’implantation doit être analysé en détail. En tout cas, et en le considérant valable bien que pas aussi évident que cela puisse parfois paraître, le tableau suivant montre rapidement les points forts – positifs – de chaque type d’installation par rapport aux coûts d’implantation ou d’exploitation. Dans les pages suivantes, nous détaillerons ces points positifs et en verrons les causes.

EFFICACITÉ ÉNERGÉTIQUE

Incrustations

Le phénomène d’incrustation ou de formation de dépôts durs sur les surfaces métalliques se manifeste par des ruptures de l’équilibre carbonique et la précipitation de carbonates magnésiens et calciques qui sont dissous dans l’eau d’alimentation de la chaudière.

Les incrustations agissent comme des pseudo-isolants, car la conductivité thermique du fer est de 40 cal/h m°C, tandis que celle du carbonate de calcium (CO3Ca) est de 6,3 cal/h m°C. Les possibilités de transmettre l’énergie à l’eau diminuent et une partie de celle-ci est perdue dans les gaz de combustion évacués par la cheminée. Il y a donc une diminution du rendement de la chaudière et une augmentation de la consommation de combustible.

L’importance des caractéristiques tant de l’eau d’alimentation des chaudières vapeur que de l’eau à l’intérieur de la chaudière est telle que dans l’UE elles sont réglementées par la norme EN-12953-10, obligatoire. Il faut garder à l’esprit que, en raison de la porosité des incrustations, l’eau en contact avec l’acier surchauffé peut provoquer des corrosions – comme nous le verrons plus loin – par apparition d’oxygène naissant. En cas de détachement d’un morceau important d’incrustation, une vaporisation violente de l’eau peut se produire, avec le danger que cela implique.
Par conséquent, les corrosions doivent être minimisées tant pour des raisons d’efficacité énergétique que pour la sécurité de l’équipement.

Les problèmes d’incrustations obligent à un traitement de l’eau, avec adoucisseur, additifs, etc., pour assurer une eau d’alimentation acceptable et à une augmentation de la maintenance préventive. Ces opérations deviennent indispensables pour atténuer les conséquences néfastes des incrustations qui ne peuvent être totalement éliminées dans tous les cas.

Le traitement de l’eau d’alimentation a une incidence à la fois sur le CAPEX – investissement en équipements – et sur le COEX – additifs, sels –.

De plus, même si la chaudière est alimentée avec de l’eau traitée, elle contient une grande quantité de sels minéraux, car l’adoucisseur ne réalise qu’une transformation ionique qui évite que les sels dissous dans l’eau – carbonate de calcium et carbonate de sodium – adhèrent aux parois de la chaudière, évitant partiellement les incrustations. Ne s’adhérant pas aux parois de la chaudière, ces sels minéraux s’accumulent au fond de la chaudière, formant les « boues » qu’il faut éliminer par les purges de chaudière.

Ces sels diminuent la transmission thermique de l’acier à l’eau, ce qui provoque à son tour une augmentation de la température du foyer et des tubes de la chaudière, pouvant entraîner une perte de la résistance mécanique de ceux-ci et une réduction considérable du rendement de l’équipement.

La purge périodique de la chaudière pour assurer une durée de vie acceptable implique une perte d’énergie importante dans ces purges et donc un coût supplémentaire en combustible – COEX -.

Pour avoir une idée de l’ampleur des pertes énergétiques dues aux purges de la chaudière, considérons une chaudière de 2000 kgv/h à 6 bars de pression, avec une eau d’alimentation à 250 ppm – 0,25 g/litre –, d’alcalinité totale.
L’accumulation d’impuretés en une heure : 0,25 g/litre x 2000 kgv/h = 500 g/h. En une journée de travail de 8 heures, nous avons 4 kg d’impuretés : 8 x 0,5 kg/h

Pour déterminer la quantité à purger, plusieurs expressions de fabricants de chaudières vapeur et accessoires existent, toutes valides et très similaires.

L’expression que nous utiliserons est tirée de « La vapeur dans l’industrie » de Spirax Sarco et de « L’eau dans les chaudières vapeur » de Ygnis.

On considère habituellement qu’une valeur recommandée de sels à l’intérieur de la chaudière est entre 2000 et 4000 ppm, selon la taille de la chaudière. Pour ce calcul, nous utiliserons la valeur moyenne, 3000 ppm.

La quantité de purge de chaudière à réaliser sera :

Nous voyons donc que la quantité de purges de chaudière à réaliser est de l’ordre de 9,1 % de la production nominale. Étant donné que les purges ne sont pas de vapeur, mais d’eau en phase liquide à la température de service, 158,83 ºC selon le Tableau 1 page 5, le pourcentage de perte énergétique est inférieur à 9,1 % de la production, car l’énergie pour cette production inclut la chaleur de vaporisation.

Dans le graphique 1 ci-joint, est indiquée l’efficacité énergétique selon le pourcentage de purges de chaudière. Les 9,1 % de purges sur la production totale de l’équipement représentent environ une baisse de 3 à 3,5 % de l’efficacité énergétique.

Graphique tiré de L’eau dans les chaudières vapeur, de Ygnis

Il serait logique, pour éviter cette importante perte d’efficacité, de réaliser un meilleur traitement de l’eau d’alimentation et de diminuer les coûts d’exploitation. Cependant, cela obligerait à des équipements déjà très sophistiqués – augmentation des coûts d’implantation –, et à des contrôles exhaustifs de leur bon fonctionnement – ce qui réduirait l’importance de la diminution des coûts d’exploitation -.

Habituellement, les fabricants de chaudières ne considèrent pas la possibilité de traitements d’eau d’alimentation plus sophistiqués tant que les valeurs de purge n’atteignent pas 25 % de la production nominale. Cette valeur, comme toutes celles de ce chapitre, est recommandée par Spirax Sarco, Ygnis, etc.

Dans notre cas hypothétique, l’efficacité énergétique serait donc d’environ 84,5 %. Ces pertes de 15,5 % englobent exclusivement les pertes dues au rendement de la combustion de la chaudière et aux purges de chaudière. Nous devons donc y ajouter les pertes dues au « changement de phase ».

Dans tous les calculs réalisés, on a considéré une récupération des condensats de 100 %. Si ce pourcentage est inférieur, la quantité de purges de chaudière à réaliser sera évidemment aussi moindre, car la quantité d’eau d’alimentation traitée et donc plus adéquate serait plus grande. Cependant, la perte d’énergie serait beaucoup plus importante, car comme nous l’avons vu précédemment, les pertes énergétiques dues au « changement de phase » augmenteraient de façon exponentielle.

Bien que la durée de vie des chaudières vapeur soit traitée plus en profondeur à la page 9 de ce rapport, nous soulignons ici que même avec toutes ces précautions – purges de chaudière, traitement de l’eau – la durée de vie d’une chaudière vapeur est sensiblement inférieure à celle d’une chaudière à fluide thermique, car toutes ces opérations ne font que minimiser la présence d’incrustations à l’intérieur de la chaudière, sans jamais les éliminer complètement, et qu’il existe également, comme facteur déterminant, les corrosions subies à l’intérieur des chaudières vapeur.

Changements de phase

Une installation vapeur utilise de l’eau en phase liquide dans le processus d’alimentation de la chaudière. Elle la transforme en phase vapeur à l’intérieur de la chaudière et la maintient ainsi pendant le transport de l’énergie jusqu’à sa cession aux appareils consommateurs. Dans ces appareils, en cédant l’énergie transportée, l’eau en phase vapeur se condense en phase liquide et, via le réseau de condensats, retourne à la chaudière sous cette phase.

À l’intérieur de la chaudière, on apporte la chaleur dite de vaporisation ou « enthalpie de vaporisation » qui sera ensuite délivrée à l’appareil consommateur, PLUS la chaleur nécessaire pour transformer l’eau d’alimentation en eau à la température de travail. Dans le cas d’une chaudière à une pression de travail de 6 bar, cette température est de 158,83 ºC – voir Tableau 1 ci-joint -.

Après la condensation subie par la vapeur d’eau dans l’appareil consommateur, on obtient de l’eau en phase liquide à la température indiquée précédemment. Si l’on pouvait réintroduire tous les condensats produits dans les appareils consommateurs et les drains nécessaires à une installation vapeur, à la même température de distribution de vapeur – température de service –, les pertes dues au changement de phase seraient inexistantes et le système pourrait parfaitement se comparer à une installation à fluide thermique, où, en l’absence de changement de phase, les pertes pour ce concept sont nulles.

Tableau 1. Propriétés de la vapeur saturée

Cependant, avoir un réseau de condensats pressurisé à la pression de service – ce qui permettrait de maintenir la température –, est impossible.

Les purgeurs et drains des installations vapeur – en fin de branche, sur chaque appareil consommateur, points bas, tronçons droits –, bien qu’ils fonctionnent sur des différences de températures, de densités phase liquide/phase gazeuse ou de vitesses, leur dimensionnement est directement proportionnel à la pression différentielle.

Minimiser cette pression différentielle impliquerait des purgeurs de grande taille et un réseau de retour des condensats totalement pressurisé incluant le réservoir. Les vannes et pompes devraient également être aptes à supporter la pression de service. Le CAPEX serait très élevé, impossible à assumer, et l’OPEX également considérable, car la sophistication du système obligerait à une maintenance stricte.

Dans les grandes installations vapeur, on opte pour un réseau de condensats modérément pressurisé. Ainsi, avec des pressions de service de l’ordre de 20-30 bar – entre 210 et 230 ºC –, le réseau de condensats se trouve approximativement à 6-8 bar – entre 158 et 170 ºC -. Il existe une perte énergétique importante – l’énergie que doit fournir le combustible pour élever l’eau en phase liquide de 158 ºC à 210 ºC n’est pas récupérée –, mais au moins on obtient une récupération partielle.

Dans les installations à pressions de service inférieures, on choisit de ne pas pressuriser le réseau de condensats et l’objectif est d’avoir une récupération élevée de ceux-ci. Ne pas pressuriser le réseau de condensats implique que la température maximale des condensats à leur arrivée au réservoir de condensateur est de 100 ºC, étant en pratique entre 80-90 ºC. Évidemment, les pertes énergétiques sont importantes, comme nous allons le voir.

Le cas extrême est lorsque, comme dans de nombreuses installations vapeur, les condensats ne sont pas récupérés ou que le pourcentage de recyclage n’atteint pas 50 %.

Énergétiquement, ce sont des installations totalement ruineuses.

Ce fait provoque des augmentations importantes des coûts de combustible, car il faut fournir une énergie qui NE SERA PAS CÉDÉE aux appareils.

Dans le graphique, on peut voir le cycle de 1 kg de vapeur à 6 bar de pression.

Graphique 1. Cycle énergétique de 1 kg de vapeur à 6 bar de pression

L’efficacité énergétique de tout le système de chauffage indirect par vapeur d’un kg de vapeur à une pression de 6 bar est de :

Détaillé

En analysant le même cycle pour une installation à fluide thermique, nous voyons que les points différenciants sont les purges de chaudière et les pertes par changement de phase.

Dans les deux cas, les pertes par rayonnement des tuyauteries ont été négligées, car avec une isolation correcte, elles doivent être inférieures à 0,2 % dans les deux cas.

Pour fournir la même énergie que dans le cycle vapeur – 2086 kJ/kg –, l’installation vapeur nécessitera 2000 kgv/h x 2864 kJ/kgv = 5 728 000 kJ/h. De cette énergie, 4 172 000 kJ/h seront délivrés aux appareils consommateurs.

Pour satisfaire la même consommation – 4 172 000 kJ/h –, le système de chauffage indirect par fluide thermique ne devra fournir que 4 172 000 / 0,88 = 4 740 909 kJ/h. Une différence de 987 090 kJ/h.

Cette différence correspond à 24,38 Nm3 de gaz ou 23,12 kg de gasoil, CHAQUE HEURE de fonctionnement de l’équipement.

Avec un PCI du gaz naturel de 40 474 kJ/Nm3 (1) et du gasoil de 42 700 kJ/kg (1) et des prix approximatifs de 0,036 €/kWh pour le gaz naturel – équivalent à 0,4212 €/m3 – et de 0,89 €/l – équivalent à 0,98 €/kg – pour le gasoil, on parle de différences comprises entre 10,26 € et 20,57 €, CHAQUE HEURE.

Ces valeurs sont approximatives car les prix des combustibles peuvent varier légèrement selon la tarification contractée, la compagnie fournisseur ou la période de l’année, mais elles sont valables pour avoir un ordre de grandeur des différences économiques en combustible selon le type d’installation.

(1) Source Eurostat, AIE et Résolution du Secrétariat d’État à l’Énergie du 27 décembre 2013 modifiant l’Ordre ITC/2877/2008

Consommation électrique

Dans cette section sur l’efficacité énergétique, nous considérerons également les consommations électriques requises par les deux types d’installations.

Partant du principe que la consommation électrique du brûleur, des régulateurs et des automatismes est pratiquement la même dans les deux installations, nous nous concentrerons sur la consommation des moteurs de pompes. Cette consommation du brûleur et des automatismes peut être estimée à 4 kWh.

Dans une installation à fluide thermique, il faut considérer la consommation de la pompe générale de recirculation, qui, contrairement aux pompes d’une installation vapeur, fonctionne en continu tant que l’installation est en service. Il existe d’autres pompes dans l’installation à fluide thermique, comme la pompe de remplissage-vidange ou les pompes de recirculation des circuits secondaires. Nous ne considérerons pas leur consommation, car dans le premier cas, elle ne fonctionne que pour les opérations de remplissage et vidange, ce qui se produit très rarement – il est normal que des années passent sans utilisation de cette pompe -.

Concernant les pompes de recirculation des circuits secondaires, nous ne considérerons pas leur consommation car elles font partie de l’obtention – optionnelle – de certains critères de qualité du produit fini qu’une installation vapeur ne peut atteindre. Notre intention est de comparer des installations aux conditions de service similaires.

Une installation à fluide thermique de performances similaires à une installation vapeur de 2000 kgv/h à 6 bar est équipée d’une pompe de recirculation avec un moteur de 20 CV – 15 kW -. La consommation sera d’environ 15 ou 16 CV 11,5 – 12 kW -.

La consommation horaire dans l’installation à fluide thermique serait de 12 kW + 4 kW = 16 kW.

Le prix du kW industriel peut varier selon le fournisseur et la tarification, mais on peut l’estimer approximativement entre 0,088 et 0,12 €/kWh. En considérant le prix le plus élevé, le coût en électricité de l’installation à fluide thermique serait de 16 x 0,12 = 1,92 €/h.

Dans une installation vapeur, il y a essentiellement deux pompes : celle d’alimentation de la chaudière et celle de retour des condensats. Leur fonctionnement est lié : plus il y a de retour de condensats et donc plus la pompe de retour fonctionne fréquemment, moins la pompe d’alimentation de la chaudière fonctionnera, et inversement.

Dans certaines installations, la pompe de retour des condensats est mécanique avec flotteur et ne nécessite pas d’alimentation électrique. En tout cas, comme nous allons le voir, les consommations des deux pompes sont très faibles.

La pompe d’alimentation d’une chaudière vapeur de 2000 kgv/h à 6 bar aura un moteur d’environ 1,5 kW et celle des condensats, si elle n’est pas mécanique, de 1 kW. On peut considérer que la somme des deux en fonctionnement sera d’environ 75 % du temps. Par conséquent, la consommation attendue est de 0,75 x 1,25 = 0,94 kWh, avec un coût de 0,94 x 0,12 = 0,1104 €/h.

L’installation vapeur a un avantage en coûts d’exploitation en énergie électrique de 1,8096 €/h.

Bien que ce soit un élément à considérer, rappelons que, comme vu à la page précédente, l’installation à fluide thermique a un avantage en coûts d’exploitation en combustible compris entre 10,26 € et 20,57 €.

D’un point de vue de l’efficacité énergétique, il ne fait aucun doute que l’installation à fluide thermique a un OPEX TRÈS FAVORABLE.

DURÉE DE VIE DES ÉQUIPEMENTS

Il est évident que la durée de vie des équipements, qu’il s’agisse de la chaudière ou de l’installation, est un point vital dans l’évaluation tant du CAPEX, où il faut considérer les taux d’amortissement des équipements, que de l’OPEX, où les coûts de réparations, maintenance et même gestion des stocks de pièces détachées ont leur importance.

Corrosions

La corrosion est un processus par lequel le métal en contact avec son environnement tend à passer d’une forme pure de métal à une autre plus stable. L’acier est progressivement dissous par l’eau et oxydé par l’oxygène qu’elle contient, formant des produits d’oxydation à base d’oxydes de fer. Ce processus est plus rapide dans les chaudières vapeur, car à haute température, en présence de gaz corrosifs et de solides dissous dans l’eau, les processus de corrosion sont stimulés.

Dans une chaudière vapeur, même avec une eau correctement traitée, différents types de corrosion se produisent et affectent différentes parties de l’équipement. Ainsi, on aura une corrosion générale qui tend à dissoudre ou attaquer le métal de manière uniforme, en étant surchauffé par la vapeur. Elle se produit essentiellement à la surface des tubes de fumées.

Un cas particulier de ce type de corrosion est celle due à l’acidité de l’eau, car le fer et d’autres métaux se dissolvent plus rapidement plus le pH est bas, c’est-à-dire plus l’eau est acide. D’où la nécessité de maintenir un pH fortement alcalin – élevé – à l’intérieur des chaudières vapeur et des purges de chaudière vues précédemment.

La corrosion par oxygène ou piqûres (pitting). Elle se manifeste lorsqu’un métal est irrégulièrement recouvert de boues et d’incrustations, en présence d’oxygène dissous. Les zones totalement couvertes sont préférentiellement attaquées et sont le centre de corrosions localisées et profondes, avec une apparence semblable à des tubercules noirs.

Bien qu’il puisse y avoir, globalement, des pertes importantes de matériau, la gravité de ce type de corrosion est que, du fait d’attaques très localisées, elle produit des perforations et des piqûres dans les équipements et zones plus ou moins déterminées – tubes, foyer – qui obligent nécessairement à des arrêts et réparations car ce sont des points critiques pour le fonctionnement de l’équipement. Dans les cas extrêmes, une corrosion importante peut entraîner le remplacement de la chaudière.

La corrosion caustique se produit par une surconcentration locale dans des zones à forte charge thermique – chambre d’inversion, foyer –, de sels alcalins comme la soude
caustique. Ce type de corrosion se manifeste sous forme de cavités profondes, semblables au pitting.

La corrosion par anhydride carbonique se produit lorsque le CO2 se dissout partiellement dans l’eau sous forme gazeuse, tandis qu’une autre partie réagit avec elle pour former de l’acide carbonique, qui se dissocie partiellement en ions carbonate ou bicarbonate. Ces ions attaquent le matériau. Cette corrosion se manifeste principalement dans les lignes de retour des condensats et a des effets sur la chaudière, car les acides produits sont entraînés vers celle-ci avec l’eau d’alimentation.

Évidemment, dans une installation à fluide thermique, il n’y a pas de problèmes de corrosion. N’oublions pas qu’une huile lubrifie, ne corrode pas et ne contient pas de carbonates ni de sels pouvant précipiter. Il n’y a donc pas d’adoucisseurs ni d’additifs, ni de pertes par purges, et surtout, la longue durée de vie de la chaudière et de l’installation à fluide thermique, ainsi que l’absence de réparations et de maintenance contre la corrosion.

SÉCURITÉ, SIMPLICITÉ ET FLEXIBILITÉ

Relation pression/température

La température à laquelle l’eau liquide se transforme en vapeur – phase gazeuse –, s’appelle température d’ébullition ou de vapeur saturée et est directement liée à la pression.

Ainsi, à pression atmosphérique, on obtient de la vapeur à 100 ºC. Si notre système de production nécessite des températures plus élevées, il faut une pression plus élevée.

Fig 1. Graphique Pression/Température. Fluide thermique vs vapeur

La Fig.1 montre le graphique Pression/Température de l’eau et d’un fluide thermique standard. Si notre système de production nécessite une température de travail de 159 ºC, avec de l’eau comme fluide transporteur d’énergie, il faut travailler à une pression de 6 bar.

Avec le fluide thermique, cette relation n’existe pratiquement pas et les besoins en pression se limitent aux pertes de charge ou de pression propres à l’installation dues à la friction dans les tuyaux.

Sécurité

L’indépendance pression/température dans le fluide thermique permet également d’éliminer totalement les risques d’explosion et, selon le règlement en vigueur sur les appareils sous pression, permet d’installer les chaudières à fluide thermique dans n’importe quelle salle de travail, sans nécessité de salle des chaudières, avec les économies en travaux civils que cela peut représenter pour une nouvelle implantation, ou bien l’espace gagné dans une industrie déjà en fonctionnement.

Un autre avantage de ce point est la possibilité de localiser la chaudière à fluide thermique très proche des appareils consommateurs, permettant des installations courtes et donc économiques.

Un autre point qui confirme la plus grande sécurité et aussi la simplicité des installations à fluide thermique est le fait que, selon la réglementation en vigueur, le personnel chargé de l’installation n’a pas besoin de posséder le certificat d’opérateur de chaudières, contrairement aux installations vapeur où il doit y avoir au moins un opérateur qualifié par équipe.

Ce n’est évidemment pas une grande différence en termes de coûts d’exploitation, mais elle doit être prise en compte.

Simplicité

Une installation à fluide thermique a la simplicité comme règle. Une chaudière, une pompe, un réseau de distribution et un réservoir d’expansion. Sa configuration générale n’est pas très différente d’un réseau de chauffage domestique. Il n’y a pas de purgeurs, de réseau de condensats, de réservoir d’alimentation, de réservoir de condensats, de réservoir de sels, de désaérateurs, de réseau vapeur pour élimination de l’oxygène ou purges de chaudière.

Non seulement l’activité quotidienne est simple et ne nécessite pas forcément un personnel spécialisé comme nous l’avons vu, mais cette simplicité fait que les coûts de maintenance préventive sont pratiquement inexistants.

Flexibilité

Dans une installation vapeur, la limitation de la pression de travail est totale. Si l’on dispose d’une chaudière de 6 bar et que, pour une nouvelle circonstance, par exemple une nouvelle ligne de produit, il faut travailler à une température de 200 ºC, le changement de chaudière pour une nouvelle de pression 16 bar est obligatoire dans tous les cas, ainsi que la refonte du réseau de tuyauterie dans la plupart des cas. La robinetterie doit également être changée dans la majorité des cas. Le cas inverse, travailler à une température/pression inférieure, oblige à un nouveau test de pression et/ou au remplacement des soupapes de sécurité, et dans la plupart des cas à un nouveau dimensionnement du réseau général.

Dans les installations à fluide thermique, la flexibilité est totale sans nécessité de changement ni de chaudière ni d’installation. Il est possible que cet avantage ne soit jamais exploité, mais s’il y avait besoin, la différence de coûts d’implantation du nouveau projet serait abyssale.

Du point de vue de la sécurité et de la flexibilité, l’avantage d’une installation à fluide thermique est évident tant en CAPEX qu’en OPEX. Cependant, ces valeurs peuvent ne pas être significatives. S’il n’y a pas de prévision de modification du processus productif – et donc pas de changements significatifs dans l’installation –, la flexibilité totale de l’installation à fluide thermique ne représente pas un avantage et n’impacte pas le CAPEX.

De même, si, pour des raisons de distribution des machines, l’emplacement des deux chaudières sera le même ou s’il existe déjà une salle des chaudières, la moindre exigence réglementaire pour les chaudières à fluide thermique se traduira par des économies relativement faibles en travaux civils. En revanche, s’il faut construire une nouvelle salle des chaudières pour la chaudière vapeur, la possibilité d’installer la chaudière à fluide thermique à un emplacement proche des points de consommation, sans nécessité de murs spécifiques, peut représenter une économie importante en CAPEX.

L’économie en OPEX que peut représenter le fait de ne pas avoir besoin d’un opérateur de chaudière avec certificat spécifique sera évidemment faible. Curieusement, en général, le plus grand avantage des installations à fluide thermique de ne pas nécessiter d’opérateur de chaudière avec certificat réside dans la moindre rigidité dans l’attribution des équipes et/ou les absences temporaires pour maladie ou vacances.

Carles Ferrer

Carles Ferrer est ingénieur industriel diplômé de l’Université de Barcelone. Il est le directeur commercial de Pirobloc et a participé au développement de projets de fluide thermique dans plus de 80 pays.