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concentration mesurées au sol, sont celles où, en général, les conditions de dispersion même celle des fumées de centrales, sont défavorables. Pour la région parisienne par exemple, un réseau général de 25 appareils reliés à une salle de contrôle régionale, située dans la centrale de Saint-Ouen est en cours d'installation et sera opérationnel dès le début de l'hiver 1973. Suivant les modalités en cours d'étude en liaison étroite avec l'Administration, ce réseau permettra aux centrales de toute la zone, d'être exploitées rationnellement vis-à-vis de leur influence sur l'environnement. Pour la zone industrielle de Fos, le nombre de sources situées au
zone industrielle de Fos, le nombre de sources situées au ras du sol est bien moindre, mais en revanche, il existe un nombre notable de points d'émissions industriels d'altitude et de débits divers, situés à l'intérieur et sur la périphérie de la zone. Dans ce cas également, une limitation permanente de la quantité totale de SO2 émise journalièrement dans la zone pourrait constituer une solution absolue; mais elle conduit à tirer parti de manière très incomplète de la capacité naturelle de dispersion de l'atmosphère. L'application stricte d'une telle mesure de limitation conduirait à une utilisation excessive de combustibles peu sulfureux
limitation conduirait à une utilisation excessive de combustibles peu sulfureux ou à un sérieux équipement en installations d'épuration des fumées; elle agirait donc, comme un facteur de dissuasion en ce qui concerne l'implantation d'unités thermiques dans cette zone à vocation industrielle. Aussi, est-il souhaitable, que la réglementation adoptée prenne en compte l'existence de conditions météorologiques favorables ou défavorables, qu'elle puisse évoluer en même temps que nos connaissances de la basse atmosphère et des moyens de mesure et de traitement d'information disponibles. Dans cet esprit, le réseau d'appareils de mesures implanté autour de la centrale de Martigues sera à terme incorporé
autour de la centrale de Martigues sera à terme incorporé dans celui, plus général, d'AIRFOS (1). Cette association, dont E.D.F. fait partie, va élaborer, puis mettre en pratique, un véritable plan de délestage des différents émetteurs; ce plan prendra en compte réellement, d'une part la position de chacun d'entre eux dans la zone ainsi que ses conditions physiques d'émission, d'autre part les concentrations mesurées au sol et les situations météorologiques. En conclusion, nous estimons que, même dans les zones urbaines et industrielles, aucun site pour l'instant ne justifie que les émissions de SO2 des centrales thermiques soient limitées en permanence.
émissions de SO2 des centrales thermiques soient limitées en permanence. Les moyens actuels permettent de prescrire en temps utile des limitations temporaires instantanées, suivant des modalités et pendant des durées qui devront être adaptées à chaque cas et qui pourront évoluer dans le temps. (1) Cette association regroupe des industriels de la région de Fos-Etang de Berre pour l'étude et la prévention de la pollution, sous le contrôle et avec la participation financière de l'Administration. 3. Les possibilités de désulfuration 3.1. Désulfuration des combustibles liquides Les pétroles bruts de certaines provenances surtout d'Afrique du Nord, donnent des fuel-oils lourds à
provenances surtout d'Afrique du Nord, donnent des fuel-oils lourds à basse teneur en soufre sans traitement particulier. Ces sources ont longtemps suffi à couvrir la demande, et la différence de prix, par exemple entre le fuel-oil lourd normal et le fuel-oil lourd à 1 % de soufre s'établissait alors à une valeur faible, inférieure à 10 % du prix de base. Mais les pays les plus développés, notamment les U.S.A. et le Japon, ont pris brutalement et tardivement conscience des conséquences néfastes pour l'environnement de l'excessive concentration de leurs industries; la demande mondiale en fuel-oil à basse teneur en soufre
la demande mondiale en fuel-oil à basse teneur en soufre (BTS) s'est accrue en conséquence, d'une manière très rapide. Actuellement, le prix différentiel défini plus haut s'établit sur le marché international à des valeurs très élevées, qui ont atteint 45 à 50 F la tonne, et représentent ainsi jusqu'à 50 % du prix du combustible normal. Même dans ces conditions, les quantités disponibles sont très réduites. Or, toute une série de techniques de désulfuration sont dès maintenant opérationnelles. Elles ont chacune leur domaine optimal compte tenu des caractéristiques du produit à traiter et du niveau de désulfuration escompté. Les différentes
à traiter et du niveau de désulfuration escompté. Les différentes techniques seront décrites par ailleurs, et se classent très schématiquement en procédés directs, où le traitement de désulfuration à l'hydrogène est appliqué directement au résidu de la distillation atmosphérique, et en procédés indirects, où ce résidu subit au préalable une distillation sous vide et, où à l'origine, seules les parties légères sont désulfurées. De très nombreuses variantes existent, et si on prend en compte les possibilités de stockage intermédiaire et de mélanges dont bénéficie ce type d'industrie, il apparaît dès maintenant, qu'un grand nombre de stratégies concurrentes sont disponibles. On
maintenant, qu'un grand nombre de stratégies concurrentes sont disponibles. On désulfure déjà dans le monde et d'une manière industrielle, des tonnages très importants : les capacités de traitement au début de 1973 s'étaient au total à environ 60 millions de tonnes par an, dont 15 millions par des procédés directs, procédés dont la part croîtra dans les prochaines années. Des efforts considérables de recherche appliquée sont faits par toutes les grandes compagnies pétrolières. Les tendances essentielles sont les suivantes : a) étendre le champ d'action de la désulfuration directe dans des domaines où les conditions d'exploitation (pressions, températures, consommations de
des domaines où les conditions d'exploitation (pressions, températures, consommations de catalyseur et d'hydrogène) rendent cette dernière actuellement inapplicable économiquement (cas des bruts riches en asphaltène, et en métaux lourds comme le nickel et le vanadium). a) promouvoir des variantes de la désulfuration indirecte dans lesquelles la désulfuration des distillats est associée à des unités de désasphaltage, de cokéfaction et de craquage. À terme, ces procédés perfectionnés annuleraient presque complètement les tonnages de « culots » soufrés produits par la désulfuration indirecte et dont l'écoulement est difficile. Le coût de ces procédés varie dans de très larges plages en fonction de
procédés varie dans de très larges plages en fonction de multiples facteurs dont la taille des installations, et bien entendu, les caractéristiques des produits de départ et d'arrivée. À titre indicatif, pour obtenir un combustible à 1 % de soufre à partir d'un produit à 4 %, provenant du Moyen-Orient, il faut compter sur une dépense de l'ordre de 35 F à 50 F par tonne. Ces valeurs s'entendent pour une unité de désulfuration directe, d'une capacité annuelle de 2 millions de tonnes, dont le coût de premier établissement est d'environ 200 MF. Les procédés indirects simples ont des coûts
d'environ 200 MF. Les procédés indirects simples ont des coûts moins élevés, de l'ordre de 25 F à 35 F par tonne, mais la part de soufre enlevée est nettement moins grande que dans les procédés directs : la teneur moyenne en soufre des produits obtenus ne descend guère, dans les meilleurs des cas, en dessous de 1,5 °/o. 3.2. Désulfuration des fumées Une trentaine de procédés de désulfuration des fumées ont été étudiés depuis de nombreuses années dans le monde, mais les efforts entrepris ont rarement été couronnés de succès. Seules quelques installations ont atteint le stade industriel notamment
succès. Seules quelques installations ont atteint le stade industriel notamment au Japon et aux États-Unis. La valeur des procédés en ce qui concerne l'environnement peut être caractérisée par la nature des sous-produits de la désulfuration : il importe de ne pas « déplacer » la pollution. Dans certains pays, il existe un marché pour ces matériaux, par exemple pour le sulfate de calcium (fabrication du plâtre) au Japon, pour le sulfate d'ammonium (engrais), pour l'acide sulfurique à condition qu'il soit concentré. La plupart du temps, il faut stocker les sous-produits, et se débarrasser des effluents liquides. L'impérieuse nécessité de ne
et se débarrasser des effluents liquides. L'impérieuse nécessité de ne polluer ni les eaux souterraines ni les eaux de surface, introduit des contraintes supplémentaires. Finalement, le seul sous-produit susceptible de ne présenter aucun danger est le soufre pur, car il peut être stocké sans précaution particulière. Malheureusement, les procédés qui fournissent du soufre pur sont ceux dont les coûts d'investissement et les frais d'exploitation sont les plus élevés. La désulfuration a surtout été appliquée aux fumées des centrales à charbon qui sont les plus nombreuses aux États-Unis étant donné l'abondance de ce combustible d'ailleurs particulièrement sulfureux; de plus, les techniques
de ce combustible d'ailleurs particulièrement sulfureux; de plus, les techniques de gazification-désulfuration du charbon ne sont pas encore applicables industriellement. Les installations dans des centrales à fuel-oil sont très rares, et aucune n'a atteint la dimension de nos tranches actuelles de 700 MW. Depuis 1960, E.D.F. a entrepris des recherches concernant les techniques de désulfuration des fumées de fuel-oil. Les différents procédés expérimentés ont fait intervenir les réactifs suivants : l'ozone, l'eau oxygénée et enfin l'ammoniac; dans ce dernier cas, on a expérimenté tout d'abord un procédé conduisant dans un premier temps à des produits non commercialisables et devant être
premier temps à des produits non commercialisables et devant être stockés, et dans un deuxième temps, à un procédé permettant d'obtenir du soufre. 3.2.1. Procédé à l'ozone L'étude a été menée depuis 1967, d'abord avec la Société Serecsen, puis avec l'Air Liquide. Il consiste à envoyer dans les fumées sortant du réchauffeur d'air (120°) un courant d'oxygène contenant de l'ozone, afin d'oxyder le dioxyde de soufre en trioxyde S03. Les fumées traversent ensuite une tour de lavage dans laquelle circule de l'acide sulfurique qui absorbe le trioxyde de soufre. Une purge continue permet de récupérer l'acide sulfurique. Après des essais
purge continue permet de récupérer l'acide sulfurique. Après des essais en laboratoire, un pilote de très petites dimensions (100 kg/h de fumées) a fonctionné en 1971 à la centrale de Nantes-Cheviré. Le procédé, dont le fonctionnement était prometteur à petite échelle, se heurte à des difficultés technologiques lors du passage en vraie grandeur. Il produit de l'acide sulfurique qui du fait de sa concentration insuffisante ne peut être commercialisé. Cette voie a, pour l'instant du moins, été abandonnée. 3.2.2. Procédé à l'eau oxygénée concentrée (perhydrol) Un poste pilote de 100 kg/h où l'oxydant était l'eau oxygénée concentrée a également fonctionné
kg/h où l'oxydant était l'eau oxygénée concentrée a également fonctionné en 1971 à la centrale de Nantes-Cheviré. Les résultats étaient favorables et le taux de désulfuration était particulièrement élevé; mais les manipulations du réactif nécessitaient des précautions si contraignantes que, pour l'instant, on a renoncé à toute extrapolation. 3.2.3. Procédé à l'ammoniaque (EDF-Weiritam-Kuhlmann) Ce traitement a d'abord été expérimenté à la centrale de Saint-Ouen en collaboration avec les Sociétés Weiritam et Ugine-Kuhlmann. L'installation a été transférée par la suite à la centrale de Champagne-sur-Oise, pour éviter les difficultés rencontrées au cours de l'évacuation des boues résiduelles en milieu urbain. La
cours de l'évacuation des boues résiduelles en milieu urbain. La station traite 100 t de fumées à l'heure, prélevées sur le circuit des gaz d'une tranche de 250 MW fonctionnant au fuel-oil. Ce débit correspond à une puissance d'environ 30 MW. La première phase consiste à néutraliser les fumées par l'ammoniac et à les laver à l'eau. On obtient ainsi des liqueurs sulfitiques contenant un peu de sulfate d'ammonium. La température des fumées est malheureusement abaissée à 55°, La seconde phase consiste à récupérer la plus grande quantité possible d'ammoniac en traitant les liqueurs obtenues dans la phase précédente par
en traitant les liqueurs obtenues dans la phase précédente par un lait de chaux. L'ammoniac est recyclé, et il reste en définitive un mélange de sulfite et sulfate de calcium. Les essais ont été effectués à la centrale de Saint-Ouen, durant des campagnes de plusieurs mois, mais du fait d'incidents de mise au point divers, la durée maximale d'une marche continue n'a été que de 18 jours. Des taux élevés de désulfuration, de l'ordre de 90 %, ont été obtenus. Mais le procédé a l'inconvénient majeur de produire des quantités notables de déchets constitués de boues difficiles à stocker, et
notables de déchets constitués de boues difficiles à stocker, et même susceptibles d'engendrer une certaine pollution des eaux des nappes phréatiques. Des tentatives pour remplacer la deuxième phase par une installation permettant de produire directement du dioxyde de soufre pur à partir des liqueurs ammoniacales n'ont pas abouti, et ont finalement été abandonnées. La mise en service du poste pilote après son transfert à Champagne-sur-Oise a été retardée par suite d'incidents qui ont mis en évidence la mauvaise tenue des revêtements en matière plastique de certains constituants. Après la remise en état, notamment en utilisant de l'acier inoxydable, la remise
en état, notamment en utilisant de l'acier inoxydable, la remise en route de l'installation a eu lieu en août 1973. Les premières heures de marche ont confirmé l'intérêt du procédé, tout en mettant à nouveau l'accent sur les difficultés technologiques de la mise en œuvre. La poursuite de l'expérimentation permettra de déterminer avec précision tous les paramètres de fonctionnement, non seulement en marche stable, mais surtout aux marches variables habituelles pour les centrales thermiques. Le dimensionnement et l'organisation d'une installation à plus grande échelle pourront ainsi être déterminés sur des bases expérimentales solides. Procédé à l'ammoniac avec production de soufre
bases expérimentales solides. Procédé à l'ammoniac avec production de soufre (E.D.F.-I.F.P.) Un projet en cours de mise au point est étudié conjointement par E.D.F. et l'Institut français du pétrole, avec le concours financier de l'Administration. Il a pour but de compléter le procédé à l'ammoniac en traitant les liqueurs sulfitiques pour obtenir du soufre. Au début de 1974, une installation à l'échelle de 30 MW sera construite à Champagne-sur-Oise, pour traiter les liqueurs sulfitiques issues de la première phase de lavage des fumées à l'ammoniac. Au cours du passage dans un bouilleur, les sulfites d'ammonium sont dissociés à 120° pour
un bouilleur, les sulfites d'ammonium sont dissociés à 120° pour donner du dioxyde de soufre, de l'ammoniac et de l'eau. Par action de l'hydrogène sulfuré sur l'ensemble des gaz formés en présence d'un solvant non miscible au soufre, l'ammoniac se dégage, et le soufre peut être récupéré sous forme liquide. Le procédé présente l'avantage déterminant de donner un sous-produit non polluant : le soufre. Par contre, il nécessite de disposer de quantités notables d'hydrogène sulfuré. Ce gaz, difficilement transportable sur de longues distances, pourrait être produit sur place, ce qui entraîne une complication supplémentaire. Les meilleures conditions résulteraient de la
entraîne une complication supplémentaire. Les meilleures conditions résulteraient de la proximité entre raffinerie et centrale, situation qui permettrait des échanges de produits gazeux ou liquides par tuyauteries. Nous espérons que fin 1974, l'expérimentation au stade de 30 MW aura surmonté les inévitables difficultés de mise au point, et permettra de définir avec des chances raisonnables de succès une extrapolation à échelle industrielle, d'un tel procédé propre de désulfuration des fumées. Expérience industrielle et coûts Nous avons indiqué précédemment que cette expérience est encore très limitée; les défauts des différents procédés sont loin d'avoir été éliminés d'une manière telle que ces
sont loin d'avoir été éliminés d'une manière telle que ces installations liées rigidement à la tranche de production d'énergie, ne soient pas la cause d'une baisse sensible de la fiabilité. En fait, il s'agit de traiter des volumes de gaz considérables, de l'ordre de 2 millions de m3/h pour un groupe de 700 MW; De plus, les concentrations du dioxyde de soufre à enlever sont du point de vue chimique, très faibles : 1,5 à 3 pour mille. Enfin les paramètres physicochimiques qui définissent les fumées à traiter varient dans l'espace, du fait des dimensions considérables des installations nécessaires, et
l'espace, du fait des dimensions considérables des installations nécessaires, et dans le temps, du fait des variations de charge et des arrêts et redémarrages auxquels sont soumises les tranches thermiques pour suivre la demande d'énergie. Aux U.S.A., par exemple, les procédés à sec, par injection de chaux et de magnésie ont été abandonnés à cause de leur faible rendement. Les seuls procédés ayant une certaine expérience industrielle, sont ceux où les fumées de centrales à charbon sont lavées, le réactif utilisé étant la chaux. L'exploitation de ces procédés a donné les résultats suivants : — les rendements atteints ont été
les résultats suivants : — les rendements atteints ont été satisfaisants et dépassent 70 %; — par contre, indépendamment du problème du stockage des résidus, de nombreuses difficultés ont été rencontrées : bouchage de certaines parties des laveurs par précipitation intempestive, bouchage des séparateurs de gouttelettes, bouchage des réchauffeurs terminaux des fumées, corrosion des laveurs, prématurité et émissions de gouttelettes par la cheminée. De plus, le laveur, même après réchauffage final des fumées, les abandonne à une température relativement basse, ce qui annule quasi totalement la surhauteur thermique et conduit à un panache de vapeur d'eau opaque et très visible,
à un panache de vapeur d'eau opaque et très visible, qui constitue lui-même un handicap certain du point de vue de l'environnement. En ce qui concerne les centrales à fuel-oil, si on prend l'exemple de la tranche de la centrale américaine de MYSTIC (150 MW) équipée d'un lavage à la magnésie avec transport des résidus pour traitement dans une usine chimique spécialisée, on constate que 18 mois après le démarrage, les difficultés n'ont pas toutes été résolues. Bien entendu, toutes ces techniques vont se perfectionner, en raison du nombre des unités en commande, mais elles resteront pour la plupart, génératrices
unités en commande, mais elles resteront pour la plupart, génératrices de travaux rebutants de nettoyage et de décolmatage, à exécuter manuellement par une main-d'œuvre qui les acceptera de plus en plus difficilement. Les coûts réels d'installations capables d'être exploitées normalement, sont très difficiles à évaluer; la technologie en est encore à ses débuts, c'est-à-dire à une période où simplement pour pouvoir fonctionner, les installations se compliquent et deviennent plus chères. D'après les publications étrangères, basées sur des devis, les niveaux de prix seraient les suivants, par tranche de 700 MW, et pour 90 % de rendement de désulfuration : a)
et pour 90 % de rendement de désulfuration : a) pour les techniques qui se contentent de produire des boues à mettre en terril, avec les réserves exposées plus haut, un coût total d'exploitation incluant les charges financières, ramené à la tonne de fuel-oil, de 20 à 25 F, et des investissements de l'ordre de 100 F/kW installé; b) pour les techniques « propres » qui conduisent à un sous-produit stockable sans danger, ou commercialisable, ces valeurs deviennent : 30 à 45 F par tonne de fuel-oil avec des investissements pouvant atteindre 200 F par kW installé. A la suite
pouvant atteindre 200 F par kW installé. A la suite de l'appel d'offres, qu'à la demande de l'Administration, E.D.F. a lancé en vue de l'installation éventuelle d'une installation pilote sur une tranche de 250 MW de la centrale de Martigues, on a pu mener une étude complète, que les résultats du poste pilote de Champagne vont par ailleurs permettre de compléter. Si l'on s'en tient aux techniques « propres », les investissements supplémentaires seraient de l'ordre, pour un rendement de 80 %, de 40 à 55 MF pour 250 MW, soit 160 à 220 F/kW, représentant une majoration de 20
soit 160 à 220 F/kW, représentant une majoration de 20 à 25 % du coût de la tranche. Si on prend en compte les charges d'exploitation correspondantes, pendant la vie de la tranche, et si l'on sait que l'utilisation varie de 6 000 à 7 000 heures par an pendant les premières années, à quelques centaines d'heures par an, une trentaine d'années plus tard, on arrive à un coût moyen actualisé ramené à la tonne de fuel-oil de 40 à 45 F, soit une majoration de 40 à 50 % du prix du combustible. Placés nous dans l'hypothèse d'une centrale
du prix du combustible. Placés nous dans l'hypothèse d'une centrale thermique devant en permanence limiter ses émissions de SO2, hypothèse qu'à notre avis aucun site en France ne justifie pour l'instant. Si l'on considère d'une part les suppléments de coût du fuel-oil à basse teneur en soufre et, d'autre part les coûts ramenés à la tonne d'une désulfuration de fumées « propre », seule envisageable dès maintenant, toutes choses égales par ailleurs, il apparaît que les fourchettes des valeurs évaluées se recouvrent. Pour les fuels lourds moyens, les coûts sont du même ordre. Par contre, l'utilisation en centrale de fuel-oil
du même ordre. Par contre, l'utilisation en centrale de fuel-oil désulfuré présente un certain nombre d'avantages qualitatifs, difficilement chiffrables avec précision, mais réels : — déconnexion totale, grâce au stockage intermédiaire, entre les sources d'approvisionnement qui peuvent être multiples, et la centrale; — augmentation de la disponibilité et diminution des frais d'entretien; — facilité de mise en œuvre. Face à ces avantages, se présentent les inconvénients d'une installation de désulfuration des fumées : — adjonction d'un système compliqué rigidement lié à la tranche de production; — fiabilité mal connue, et risquant de diminuer la disponibilité de la tranche ; —
risquant de diminuer la disponibilité de la tranche ; — exploitation et surveillance délicate en raison des risques d'émission d'effluents liquides indésirables et de panaches très visibles. Ce sont ces diverses raisons qui ont amené pour l'instant les sociétés américaines, placées dans la situation de réduire en permanence les émissions de dioxyde de soufre, à payer le combustible à basse teneur en soufre à prix fort, plutôt que de se lancer dans la mise au point de la désulfuration des fumées. Par contre, il est possible que pour les fuels lourds et les résidus très difficiles à désulfurer, la désulfuration
lourds et les résidus très difficiles à désulfurer, la désulfuration des fumées soit actuellement préférable. Cette remarque ouvre la voie à une certaine complémentarité des deux procédés. Il est possible qu'à un certain stade du traitement en raffinerie, apparaissent des produits très riches en impuretés notamment en soufre, très visqueux donc difficiles à transporter et à mettre en œuvre. Ces produits pourraient être brûlés dans des chaudières spéciales, pour produire de l'électricité; mais ces installations spécifiques n'auraient pas la souplesse nécessaire pour pratiquer le mode d'exploitation général impliquant des réductions temporaires et rapides des émissions soufrées. Elles devraient donc être