9.

Les moyens généraux de réduire les émissions de soufre sont les suivants: i) Mesures de gestion de l'énergie (1) a) Économies d'énergie L'utilisation rationnelle de l'énergie (amélioration du rendement et de l'application des procédés, production mixte et/ou gestion de la demande) entraîne habituellement une réduction des émissions de soufre. b) Utilisation de plusieurs sources d'énergie En général, on arrive à réduire les émissions de soufre en augmentant dans la gamme des énergies la proportion de celles qui ne nécessitent pas de combustion (hydraulique, nucléaire, éolienne, etc.). Mais d'autres atteintes à l'environnement doivent être considérées. ii) Moyens techniques a) Renoncement à certains combustibles Le SO2 émis pendant la combustion est directement lié à la teneur en soufre du combustible employé. Le remplacement de certains combustibles (par exemple de charbons très soufrés par des charbons peu soufrés et/ou des combustibles liquides, ou bien du charbon par le gaz) entraîne une diminution des émissions de soufre, mais peut se heurter à certaines difficultés, par exemple celle d'obtenir des combustibles peu soufrés ou l'adaptabilité des systèmes de combustion en place à d'autres combustibles. Dans beaucoup de pays de la CEE, on remplace actuellement des installations fonctionnant au charbon ou aux hydrocarbures par des installations au gaz. La mise en place d'installations mixtes pourrait faciliter le remplacement des combustibles. b) Épuration des combustibles L'épuration du gaz naturel, parfaitement au point, est largement utilisée pour des raisons pratiques. L'épuration des gaz de l'industrie (gaz acide de raffinerie, gaz de four à coke, biogaz, etc.) est elle aussi parfaitement rodée. Il en est de même pour la désulfuration des combustibles liquides (fractions légères et moyennes). La désulfuration des fractions lourdes est techniquement réalisable, mais il n'en faut pas moins tenir compte des propriétés du brut. La désulfuration des résidus présents dans l'atmosphère (produits de bas de colonne d'unités de distillation atmosphérique de pétrole brut) pour obtenir un combustible pétrolier à faible teneur en soufre n'est toutefois pas couramment pratiquée. Il est généralement préférable de traiter du brut peu soufré. L'hydrocraquage et les techniques de conversion totale sont maintenant bien au point et associent une forte élimination du soufre à une amélioration du rendement des produits légers. Les raffineries pratiquant des conversions totales sont encore peu nombreuses. Généralement ces raffineries récupèrent 80 à 90 % du soufre présent et convertissent tous les résidus en produits légers ou autres produits commercialisables. Ce type de raffineries consomme davantage d'énergie et exige des investissements plus importants. La teneur en soufre des produits de raffinage est indiquée dans le tableau 1 ci-dessous. Tableau 1 Teneur en soufre des produits du raffinage [Teneur en soufre (%)] Combustible Classique actuellement Attendue pour l'avenir Essence 0,1 0,05 Carburéacteur 0,1 0,01 Carburant diesel 0,05-0,3 < 0,05 Huile de chauffe 0,1-0,2 < 0,1 Fioul 0,2-3,5 < 1 Diesel marin 0,5-1,0 < 0,5 Soutes 3,0-5,0 < 1 (zones côtières) < 2 (haute mer) Les techniques modernes d'épuration de l'anthracite permettent d'éliminer environ la moitié du soufre inorganique (selon les propriétés du charbon), mais pas le soufre organique. On a entrepris de mettre au point des techniques plus efficaces qui impliquent toutefois des coûts et des investissements plus élevés. Ainsi, la désulfuration par épuration du charbon est moins rentable que la désulfuration des gaz de combustion. Il semble que l'on puisse trouver, dans chaque pays, le moyen de combiner au mieux ces deux procédés. c) Techniques de combustion modernes Il s'agit de techniques de combustion dont le rendement technique a été amélioré et qui émettent moins de soufre: combustion en lit fluidisé (CLF); lit bouillonnant (CLFB); lit circulant (CLFC) et lit sous pression (CLFSP); cycle combiné avec gazéification intégrée (CCGI) et turbines à gaz pour cycle combiné (TGCC). On peut intégrer des turbines à gaz fixes aux systèmes de combustion des centrales-électriques traditionnelles, ce qui permet d'améliorer le rendement général de 5 à 7 % et entraîne, par exemple, une réduction sensible des émissions de SO2. Toutefois, cette intégration nécessite une modification profonde des chaudières. La combustion en lit fluidisé, mise au point pour l'anthracite et le lignite, s'accommode aussi d'autres combustibles solides, tels que le coke de pétrole et des combustibles pauvres comme les déchets, la tourbe et le bois. On peut réduire encore les émissions en intégrant aux foyers un dispositif de réglage de la combustion par adjonction de chaux/calcaire aux matériaux constitutifs du lit. La puissance installée totale des CLF a atteint environ 30 000 MWth (250 à 350 installations), y compris 8 000 MWth dans la gamme des puissances supérieures à 50 MWth. L'utilisation et/ou l'élimination des sous-produits issus de ce procédé peuvent poser des problèmes et de nouvelles adaptations sont donc nécessaires. Le CCGI comprend la gazéification du charbon et la production d'électricité en cycle combiné dans une turbine a gaz et à vapeur. Le charbon gazéifié est brûlé dans la chambre de combustion de la turbine à gaz. Pour réduire les émissions de soufre, on a recours aux méthodes les plus modernes d'épuration du gaz brut en amont de la turbine à gaz. Cette technique est également appliquée aux résidus d'huile lourde et à l'émulsion bitumineuse. La puissance installée est actuellement de quelque 1 000 MWel (cinq installations). Des centrales à gaz à turbines en cycle combiné fonctionnant au gaz naturel avec un rendement énergétique d'environ 48 à 52 % sont actuellement à l'étude. d) Modifications des procédés et du mode de combustion On ne peut modifier le mode de combustion comme on le fait pour réduire les émissions de NOx, étant donné que la quasi-totalité du soufre organique et/ou inorganique s'oxyde pendant la combustion (le soufre restant, dont la quantité dépend des propriétés du combustible et de la technique de combustion, se retrouve dans la cendre). Dans la présente annexe, les procédés additifs par voie sèche utilisés dans les chaudières classiques sont considérés comme des modifications de procédé du fait de l'injection d'un agent dans la chambre de combustion. L'expérience a toutefois montré que lorsqu'on applique ces procédés, la capacité thermique diminue, le rapport Ca/S est élevé et la désulfuration peu active. Les problèmes que pose la réutilisation du sous-produit doivent être pris en compte, de sorte que cette solution devrait être normalement retenue en tant que mesure intermédiaire et ce pour de petites installations (tableau 2). Tableau 2 Niveaux d'émission d'oxydes de soufre obtenus gràce à l'application de techniques de réduction sur des chaudières utilisant des combustibles fossiles Émissions non mesurées Injection d'additifs Lavage (2) Absorption à sec par pulvérisation (3) Taux d'élimination (%) Jusqu'à 60 95 Jusqu'à 90 Rendement énergétique (kWel/103 m3/h) 0,1-1 6-10 3-6 Puissance totale installée (CEE Eur) (MWth) 194 000 16 000 Type de sous-produits Mélange de sels de Ca et de cendres volantes Gypse (boues/eaux usées) Mélange de CaSO3 · 1/2 H2O et de cendres volantes Dépenses d'investissement spécifique |Écu (1990)/kWel] 20-50 60-250 50-220 mg/m3 (4) g/kWhel mg/m3 (4) g/kWhel mg/m3 (4) g/kWhel mg/m3 (4) g/kWhel Anthracite (5) 1 000-10 000 3,5-35 400-4 000 1,4-14 < 400 < 1,4 < 400 < 1,4 (< 200, 1 % S) < 0,7 (< 200, 1 % S) < 0,7 Lignite (5) 1 000-20 000 4,2-84 400-8 000 1,7-33,6 < 400 < 1,7 < 400 < 1,7 (< 200, 1 % S) < 0,8 (< 200, 1 % S) < 0,8 Fioul lourd (5) 1000-10 000 2,8-28 400-4 000 1,1-11 < 400 < 1,1 < 400 < 1,1 (< 200, 1 % S) < 0,6 (< 200, 1 % S) < 0,6 Absorption ammoniacale (3) Wellmann Lord (2) Charbon activé (2) Extraction catalytique combinée (2) Taux d'élimination (%) Jusqu'à 90 95 95 95 Rendements énergétiques (kWel/103 m3/h) 3-10 10-15 4-8 2 Puissance totale installée (CEE Eur) (MWth) 200 2 000 700 1 300 Type de sous-produits Engrais ammoniacaux S élémentaire Acide sulfurique (99 % en volume) S élémentaire Acide sulfurique (99 % en volume) Acide sulfurique (70 % en poids) Dépense d'investissement spécifique [Ecu (1990)/kWel] 230-270 (6) 200-300 (6) 280-320 (6) (7) 320-350 (6) (7) mg/m3 (4) g/kWhel mg/m3 (4) g/kWhel mg/m3 (4) g/kWhel mg/m3 (4) g/kWhel Anthracite (5) < 400 < 1,4 < 400 < 1,4 400 < 1,4 <400 < 1,4 (< 200, 1 % S) < 0,7 (< 200, 1 % S) < 0,7 (< 200, 1 % S) < 0,7 (< 200, 1 % S) < 0,7 Lignite (5) < 400 < 1,7 < 400 < 1,7 < 400 < 1,7 < 400 < 1,7 (< 200, 1 % S) < 0,8 (< 200, 1 % S) < 0,8 (< 200, 1 % S) < 0,8 (< 200, 1 % S) < 0,8 Fioul lourd (5) < 400 < 1,1 < 400 < 1,1 < 400 < 1,1 < 400 < 1,1 (< 200, 1 % S) < 0,6 (< 200, 1 % S) < 0,6 (< 200, 1 % S) < 0,6 (< 200, 1 % S) < 0,6 e) Procédés de désulfuration des gaz de combustion Ces procédés visent à éliminer les oxydes de soufre déjà formés; c'est pourquoi on parle aussi à leur propos de mesures secondaires. Les connaissances actuelles en la matière sont toutes fondées sur l'extraction du soufre au moyen de procédés chimiques par voie humide, sèche ou semi-sèche et catalytique. Pour que le programme de réduction des émissions de soufre soit le plus efficace possible, au-delà des mesures de gestion de l'énergie de la catégorie i) ci-dessus, il faudrait envisager de combiner les moyens techniques énumérés dans la catégorie ii) ci-dessus. Dans certains cas, les moyens mis en œuvre pour réduire les émissions de soufre peuvent aussi entraîner une diminution des émissions de CO2, de NOx et d'autres polluants. Pour les centrales électriques publiques, les installations mixtes et les installations de chauffage urbain, on applique notamment les procédés de traitement des gaz de combustion suivants: absorption par voie humide à la chaux/au calcaire; absorption à sec par pulvérisation; procédé Wellman Lord; absorption ammoniacale; procédés d'extraction combinée des NOx et des SOx (charbon activé et extraction catalytique combinée des NOx et des SOx). Dans le domaine de la production d'énergie, l'absorption par voie humide à la chaux/au calcaire et l'absorption à sec par pulvérisation représentent respectivement 85 % et 10 % de la puissance installée des installations de traitement des gaz de combustion. Plusieurs nouveaux procédés de désulfuration des gaz de combustion tels que l'épuration à sec au faisceau électronique et le procédé Mark 13A en sont encore au stade expérimental. L'efficacité des mesures secondaires susmentionnées est indiquée dans le tableau 2 ci-dessus. Les chiffres sont tirés de l'expérience pratique acquise dans un grand nombre d'installations en service. La puissance installée ainsi que l'éventail des puissances sont également mentionnés. Bien que plusieurs techniques de réduction du soufre soient comparables, les conditions propres à l'installation ou à son emplacement peuvent faire écarter telle ou telle méthode. Le tableau 2 indique aussi les fourchettes habituelles de coût d'investissement correspondant à l'application des techniques de réduction des émissions de soufre décrites sous les rubriques ii) c), d) et e). Cependant, lorsqu'on applique ces techniques à des cas particuliers, il convient de noter que les coûts d'investissement correspondant aux mesures de réduction des émissions dépendent, entre autres choses, des techniques particulières utilisées, des systèmes antipollution requis, des dimensions de l'installation, du degré de réduction requis et de l'échelle temporelle des cycles de maintenance prévus. Le tableau ne présente donc que des fourchettes générales des coûts d'investissement. Les dépenses d'investissement nécessaires à l'adaptation antipollution dépassent en général celles entraînées par la construction de nouvelles installations.