jeanflop/post-ocr-correction huggingface dataset:
éliminerait pratiquement les émissions d'anhydride sulfureux. Ce n'est que l'impossibilité d'obtenir des contrats de livraison de gaz à longue durée qui a obligé les dirigeants de la société à renoncer provisoirement à ce mode de chauffage, auquel on pourrait cependant recourir si des circonstances exceptionnelles devaient l'exiger. Les consommations et émissions indiquées dans le tableau 1 correspondent à des valeurs maxima; Quant aux autres fours (maintien isotherme, fours à billettes du train à barres et du train à fil) ils n'interviennent pas dans les émissions car ils sont équipés pour fonctionner au gaz, solution qui répond aux nécessités métallurgiques en
fonctionner au gaz, solution qui répond aux nécessités métallurgiques en même temps qu'au respect de l'environnement. L'ensemble des installations de chauffage industriel de petite capacité et celles du secteur domestique et tertiaire, dont le nombre va aller croissant à un rythme comparable à celui du développement industriel et urbain de la zone, représente un risque de pollution soufrée d'autant moins négligeable qu'il se trouve éparpillé au sein même des agglomérations et correspond à des émissions à faible hauteur. Compte tenu du caractère exceptionnel et de l'ampleur des problèmes soulevés dans la zone, ainsi que de la volonté de préserver son
la zone, ainsi que de la volonté de préserver son environnement, il vient immédiatement à l'esprit d'envisager le classement de la région en zone de protection spéciale, en appliquant les dispositions du décret du 17 septembre 1963. Dans l'hypothèse où une telle décision de classement serait prise, il est raisonnable de considérer que la teneur moyenne des combustibles consommés par les installations de ce type existant déjà en 1975 s'abaisserait aux environs de 0,5 % (la teneur du fuel domestique s'abaissera elle-même à 0,3 % en 1978) et que, pour les installations nouvelles, l'Administration aura imposé l'emploi de fuel domestique,
les installations nouvelles, l'Administration aura imposé l'emploi de fuel domestique, de gaz ou de l'électricité. Les évaluations faites par la suite tiennent compte de ces hypothèses, qui reviennent à considérer qu'au-delà de 1975, soit aux horizons 1980 et 2000, les extensions concernant la petite industrie, les installations domestiques et le domaine tertiaire serait alimentées exclusivement à l'aide de combustibles non polluants. En conséquence de ces modifications, les consommations totales de fuels lourds en 1980 et 2000 se trouveraient modifiées par rapport à celles indiquées précédemment dans le tableau I et prendraient les valeurs suivantes, qui ont été adoptées pour la
prendraient les valeurs suivantes, qui ont été adoptées pour la suite de l'étude: — 1980 moyenne journalière... 24 040 t pointes 31 230 t consommation annuelle... 8,8 Mt — 2000 moyenne journalière... 27 340 t pointes 33 770 t consommation annuelle... 10,0 Mt À ces consommations correspondent de nouvelles valeurs des émissions de SO2 qui seront prises en compte par la suite et qui doivent donc être considérées comme résultant des premières mesures de réduction auxquelles il serait procédé par des réglementations touchant la petite industrie et le secteur domestique et tertiaire. 4. Évaluations numériques 4.1. Description de la méthodologie
et tertiaire. 4. Évaluations numériques 4.1. Description de la méthodologie adoptée pour l'étude comparative effectuée par le Secrétariat général de l'énergie sur les différentes méthodes de réduction des émissions d'oxydes de soufre L'objectif principal de l'étude confiée au Secrétariat général de l'énergie était l'évaluation des coûts et avantages des différents procédés susceptibles d'être mis en œuvre pour réduire l'importance des émissions soufrées, au fur et à mesure du développement des installations implantées dans la zone. On sait que l'on peut faire appel, a priori, aux procédés suivants ou à leur combinaison: — procédés amont, consistant à sélectionner les matières premières
combinaison: — procédés amont, consistant à sélectionner les matières premières et les combustibles ou à appliquer avant leur utilisation des techniques permettant d'abaisser leurs teneurs en soufre. Ce sont essentiellement les techniques de désulfuration des fuel-oils qui nous intéressent ici; — procédés en cours de fabrication, liés par exemple à l'amélioration des équipements, à la recherche de leur bonne étanchéité, à l'adoption de dispositifs d'épuration complémentaires et aussi à l'optimalisation des flux de produits en cours de fabrication (en cherchant notamment à limiter au maximum la réutilisation de sous-produits à forte concentration de soufre pour lesquels on s'efforcera de trouver
forte concentration de soufre pour lesquels on s'efforcera de trouver des débouchés extérieurs); — procédés situés en aval des installations de combustion: on recourra à une utilisation optimale de la dispersion des fumées et à la dilution des gaz nocifs dans l'atmosphère par l'emploi de hautes cheminées et/ou on utilisera des dispositifs spéciaux permettant la captation du soufre des fumées avant leur évacuation; — enfin, dans la mesure où les moyens précédents seraient insuffisants ou inapplicables pour des raisons techniques ou économiques, on pourra avoir recours à des mesures consistant à modifier le programme des installations, soit en faisant appel
à modifier le programme des installations, soit en faisant appel à des solutions techniques différentes (par exemple, construction de centrales nucléaires à la place des centrales thermiques), soit en procédant au transfert de certaines unités vers des régions où les contraintes d'environnement n'interdisent pas leur implantation. Les comparaisons coûts-avantages effectuées ont donc concerné différents schémas faisant appel à une variété d'hypothèses définies plus bas, et qui mettent en jeu: • les conditions d'approvisionnement de la zone en pétrole brut; • l'utilisation plus ou moins poussée de procédés de désulfuration des fuel-oils lourds par les raffineries; • l'équipement en plus ou
fuel-oils lourds par les raffineries; • l'équipement en plus ou moins grand nombre des tranches thermiques classiques constituant les centrales E.D.F. par des installations de désulfuration des gaz de combustion; • le remplacement de certaines tranches classiques du programme E.D.F. par des tranches nucléaires et/ou le transfert de certaines d'entre elles hors de la zone. Certaines conventions de base ont été adoptées en ce qui concerne la disponibilité et l'utilisation des différentes catégories de fuels lourds, dans l'optique de l'adoption d'une politique volontariste qui tiendrait compte des sujétions particulières aux différentes industries telles qu'elles ont été rappelées plus haut. C'est
différentes industries telles qu'elles ont été rappelées plus haut. C'est ainsi que l'on a retenu deux hypothèses pour la teneur en soufre des fuels disponibles pour satisfaire les besoins de la zone. Hypothèse A : 30 % de fuel avec S < 0,7 % (0,5 % S moyen) 15 % de fuel avec 0,7 % < S < 2 % (1,5 % S moyen) 55 % de fuel avec S > 2 % (3,5 % S moyen) — Hypothèse B : 15 % de fuel avec S < 0,7 % (0,5 % S moyen) 10 % de fuel avec 0,7
(0,5 % S moyen) 10 % de fuel avec 0,7 < S < 2 % (1,5 % S moyen) 75 % de fuel avec S > 2 % (3,5 % S moyen) Ces hypothèses sont fonction des conditions générales, politiques et économiques d'approvisionnement des bruts (elles supposent satisfaits au préalable les besoins du pool bitume en résidus sous-vide et ceux des crackings catalytiques et hydrocrackings en distillats). Le passage de l'hypothèse A, qui correspond sensiblement aux conditions d'approvisionnement actuelles, à l'hypothèse B, pourrait provenir par exemple de la raréfaction des pétroles en provenance d'Afrique du Nord ou du Nigéria. Le
pétroles en provenance d'Afrique du Nord ou du Nigéria. Le retour à l'hypothèse A (ou à toute autre formule comportant une proportion importante de BTS) pourrait alors être provoqué par un approvisionnement volontairement privilégié de la région de Fos-Berre où seraient concentrés, pour le raffinage, davantage de bruts à basse teneur en soufre. Les conditions optimales d'utilisation des fuels disponibles, du point de vue de la préservation de l'environnement consistent, alors à affecter préférentiellement par le jeu des marchés ou par des dispositions réglementaires, les fuels les plus chargés en soufre aux installations munies de désulfureurs (ou aux hauts fourneaux
soufre aux installations munies de désulfureurs (ou aux hauts fourneaux qui assurent une certaine désulfuration) et les fuels les moins chargés aux consommateurs qui doivent impérativement brûler de tels fuels. L'ensemble constitue les utilisateurs dits « spéciaux » auxquels, avant toute autre intervention, sont supposés distribués les fuel-oils disponibles dans les conditions suivantes : • centrales électriques avec désulfureurs : fuel lourd à 4 % S; • fours à arc, Ugine, fours de réchauffage et fours à arc Solmer : fuel lourd à 0,5 % S en moyenne ou alimentation mixte fuel BTS et gaz; • hauts fourneaux Solmer :
mixte fuel BTS et gaz; • hauts fourneaux Solmer : injection de fuel lourd 3-4 % S; • petite industrie : fuel lourd à 0,5 % S. À partir de 1980, en partie, fuel-oil domestique à 0,3 % S. Au-delà, vers 1990, extensions alimentées en gaz naturel; • domestique et tertiaire : fuel lourd et domestique à 0,5 %. À partir de 1978, teneur en soufre du fuel domestique : 0,3 %. On admet qu'après 1980, les nouvelles installations urbaines seront alimentées exclusivement par des combustibles non polluants. Cela étant supposé admis par convention, le « pool résiduel » constitué
supposé admis par convention, le « pool résiduel » constitué par la disponibilité restante dans les différentes catégories ou par leur mélange, est supposé faire l'objet de traitements de désulfuration en raffinerie utilisant soit la méthode de désulfuration directe des résidus atmosphériques qui permet d'abaisser les teneurs des fuels de 3,5 à 1 % environ, soit la méthode de désulfuration indirecte des distillats sous vide, qui conduit, après mélange éventuel au résidu sous vide, à des coupes de teneurs variées allant de 0,3 à 2,5 % S. Ces opérations permettent de conférer au pool résiduel, à partir duquel vont se
de conférer au pool résiduel, à partir duquel vont se trouver alimentées les installations restantes, une certaine teneur moyenne. Les émissions journalières correspondant aux diverses installations individuelles ou à leur ensemble, soit en pointe, c'est-à-dire dans des conditions correspondant à une marche maximale, soit dans des conditions moyennes, peuvent alors être calculées. Le grand nombre d'hypothèses à retenir et le volume important de calculs à effectuer ont nécessité l'utilisation d'un programme spécial sur ordinateur mis au point par la Direction des carburants du ministre du Développement industriel et scientifique. En définitive, les évaluations des émissions ont porté chaque fois sur
définitive, les évaluations des émissions ont porté chaque fois sur : — 2 hypothèses de disponibilité, A et B, définies plus haut; — 3 scénarios de désulfuration du pool résiduel : ◦ aucune désulfuration des fuels lourds, • utilisation du procédé d'hydrodésulfuration indirecte des distillats sous vide (HDS indirecte), • utilisation du procédé de désulfuration directe des résidus atmosphériques (HDS directe), et 9 stratégies différentes pour l'équipement en désulfureurs ou la modification du programme de réalisation des tranches thermiques E.D.F. : Stratégie n° 1. — Pas de désulfureurs. Stratégie n° 2. — Désulfureurs de fumées (DF) sur 1 groupe 250
2. — Désulfureurs de fumées (DF) sur 1 groupe 250 MW. — Stratégie n° 3. — DF sur 1 groupe 250 MW + 2 groupes 700 MW. — Stratégie n° 4. — DF sur 1 groupe 250 MW + 4 groupes 700 MW. — Stratégie n° 5. — DF sur 4 groupes 250 MW + 4 groupes 700 MW. — Stratégie n° 6. — Pas de DF; 2 groupes 700 MW hors zone (HZ) ou nucléaires. Stratégie n° 7. — DF sur 1 groupe 250 MW + 2 groupes 700 MW. 2 groupes 700 MW hors zone ou nucléaires. —
MW. 2 groupes 700 MW hors zone ou nucléaires. — Stratégie n° 8. — 4 groupes 700 MW hors du site (8 S) ou nucléaires (8-N). — Stratégie n° 9. — Utilisation de résidus de distillation sous vide chargés en soufre dans des centrales munies de désulfureurs. On doit souligner ici que, s'agissant d'évaluations prospectives aux horizons 1980 et 2000 qui devaient présenter un caractère exhaustif, on a supposé que, compte tenu du progrès probable des techniques, des installations industrielles de désulfuration se trouveraient effectivement disponibles sur le marché à ces horizons, tant pour la production de fuel-oils lourds désulfurés,
ces horizons, tant pour la production de fuel-oils lourds désulfurés, que pour la désulfuration des fumées des centrales thermiques alimentées au fuel-oil. Le Secrétariat général de l'énergie qui se trouvait également chargé par le même Conseil interministériel du 25 novembre, de préparer avec le concours d'Électricité de France, le dossier d'une expérience pilote de désulfuration des fumées susceptible d'être appliquée à l'un des groupes de 250 MW prévus à Martigues, a entrepris par ailleurs une étude critique des divers procédés en cours de développement à l'heure actuelle sur le plan mondial, tant pour la désulfuration des fuels lourds que pour
mondial, tant pour la désulfuration des fuels lourds que pour celle des gaz de combustion des installations industrielles. Les différents éléments d'information recueillis à cette occasion ont été pris en considération pour l'élaboration des programmes expérimentaux décidés par ailleurs. Ces informations, jointes aux résultats des consultations industrielles lancées par E.D.F. (dont le détail ne sera pas reproduit ici) ont permis d'adopter pour les évaluations économiques comparatives, les valeurs suivantes : Investissements pour des désulfureurs de fumées utilisant des procédés sans rejet de gouttes (avec récupération du soufre) : — tranches de 250 MW : 45 MF (valeur 1972), tranches de
de 250 MW : 45 MF (valeur 1972), tranches de 700 MW : 110 MF (valeur 1972). Frais annuels de désulfuration des fumées avec un procédé sans rejet (évalués en francs 1975) : — tranche de 250 MW : 1980 : 16 MF 2000 : 13,5 MF, — tranche de 700 MW : 1980 : 38 MF 2000 : 34 MF. Coûts d'installation de l'hydrodésulfuration (en francs 1972) pris en compte pour le calcul des investissements : — procédé indirect (usine de 1,5 Mt/an — abaissement de la teneur en soufre de 1 % environ pour les catégories de fuels
soufre de 1 % environ pour les catégories de fuels les plus soufrées) : 110 MF installations annexes comprises; — procédé direct (usine de 2,5 Mt/an — abaissement de la teneur en soufre jusqu'au niveau de 1 % S environ) : 280 MF installations annexes comprises. Il a également été nécessaire de procéder, par enquête auprès de l'industrie pétrolière, à une estimation prévisionnelle des suppléments de prix de vente à la tonne des fuel-oils lourds désulfurés qui pourraient être livrés sur le marché à l'horizon 1975 et au-delà. Les surprix qui ont été adoptés pour les différentes catégories susceptibles d'être
qui ont été adoptés pour les différentes catégories susceptibles d'être consommées et pour l'évaluation de la valeur du pool résiduel en fonction de la teneur en soufre obtenue par désulfuration sont les suivants (en francs 1972, par rapport à un fuel lourd de référence à 4 % S) (1) : — fuel lourd à moins de 3 % S : supplément de 10 F par tonne; — fuel lourd à moins de 2,5 % S : supplément de 15 F par tonne; — fuel lourd à moins de 2 % S : supplément de 25 F par tonne; — fuel
S : supplément de 25 F par tonne; — fuel lourd à moins de 1,5 % S : supplément de 35 F par tonne; — fuel lourd à moins de 1 % S : supplément de 45 F par tonne. On trouvera maintenant à titre d'exemple dans ce qui suit, et en se limitant à quelques-uns des scénarios les plus marquants, des indications chiffrées sur la réduction des émissions qu'il serait possible de réaliser en faisant appel à des stratégies combinées utilisant à la fois les techniques de désulfuration des fuel-oils et celles intéressant les gaz de combustion, ou seulement
fuel-oils et celles intéressant les gaz de combustion, ou seulement une seule d'entre elles. 4.2. Valeur des émissions correspondant à chacune des différentes stratégies. Évolution des émissions journalières rapportées à celles de l'année 1980 ou 2000 à l'aide d'un « taux d'abattement » Les figures 2 à 5 présentent, sous la forme de graphiques, les possibilités d'évolution des émissions journalières, de 1972 à l'année 2000 pour différentes stratégies proposées. Afin d'illustrer l'efficacité des solutions étudiées, on a fait par ailleurs figurer sur le tableau II et les tableaux suivants un taux d'abattement qui représente la diminution opérée grâce à la
taux d'abattement qui représente la diminution opérée grâce à la solution considérée sur les émissions journalières de pointe, rapportée au niveau maximum qui aurait été atteint pour cette émission journalière si l'on n'avait exercé aucune mesure particulière, pour l'année considérée : Taux d'abattement Année A Ce taux d'abattement s'exprime en %. Une solution donnée sera d'autant plus efficace que le taux d'abattement sera plus grand. Notons qu'en 1980 et 2000, les niveaux maxima à utiliser comme bases de comparaison (tableau I) sont respectivement 2 200 et 2 500 t par jour de SO2. Rappelons également que l'on a tenu compte,
jour de SO2. Rappelons également que l'on a tenu compte, dans tous les cas, de la réduction de la teneur en soufre du fuel domestique décidée par les Pouvoirs publics, réduction qui sera totalement acquise en 1980, et que l'on a supposé que les installations Ces dispositions entraînent une réduction de 27 % des émissions de SO2 dans l'hypothèse A d'une disponibilité en fuel de structure comparable à celle existant actuellement. Cela posé, on est conduit à faire les remarques suivantes à propos des différentes stratégies : — Stratégie no 1 (fig. 2) C'est celle suivant laquelle E.D.F. ne procéderait
1 (fig. 2) C'est celle suivant laquelle E.D.F. ne procéderait à l'utilisation d'aucun désulfurateur. L'affectation volontaire des combustibles selon les conventions faites précédemment conduit, en l'absence d'autre mesure, à des émissions que l'on peut comparer aux valeurs de référence (courbes en traits pleins, disponibilités A et B). L'application du procédé indirect qui diminue de 1 % environ la teneur en soufre moyenne ne permet pas d'obtenir moins de 1 200 t/j pour l'émission en 1980 (ou plus de 45 % pour le taux d'abattement) ni moins de 1 500 t/j en l'an 2000 (ou plus de 40 % pour le
en l'an 2000 (ou plus de 40 % pour le taux d'abattement de la même année). L'application du procédé direct s'avère par comparaison nettement plus efficace. On a également figuré, à titre indicatif, les résultats auxquels conduirait l'utilisation d'un combustible à 0,5 % en cas d'alerte par exemple. — Stratégies nos 2 à 5 (fig. 3 et 4) On peut faire des remarques analogues pour ces stratégies, en observant quel est l'ordre de grandeur de la diminution des émissions entraînée par l'utilisation de désulfurateurs en nombre croissant pour les centrales E.D.F. Lorsque ce nombre est élevé (stratégies 3 à 5),
E.D.F. Lorsque ce nombre est élevé (stratégies 3 à 5), les quantités de combustible à 4 % consommé par E.D.F. vont en augmentant ainsi que cela ressort du tableau III et l'avantage de l'hydrodésulfuration directe par rapport à l'hydrodésulfuration indirecte est moins évident. La tendance se renverse même pour les dernières stratégies ce qui s'explique par le fait que lorsque les quantités de fuel lourd à 4 % nécessaires à alimenter les installations équipées de désulfurateurs de fumées sont très importantes, il ne reste plus à la limite dans les catégories des fuel-oils lourds les plus soufrés que des fuels
catégories des fuel-oils lourds les plus soufrés que des fuels à 2,5 % S environ comportant une portion importante de distillats qu'il est plus facile et moins coûteux de désulfurer par désulfuration indirecte. — Stratégies nos 6 à 8 (fig. 5) On a considéré là des hypothèses selon lesquelles les émissions correspondant à certains des groupes de 700 MW se trouveraient purement et simplement éliminées, dans le cas où l'on déciderait de construire ces groupes en dehors de la zone, ou de les remplacer par des centrales électro-nucléaires. Bien entendu, les consommations de fuel de la zone doivent subir alors
les consommations de fuel de la zone doivent subir alors l'abattement correspondant, les émissions étant calculées pour l'ensemble des autres installations, munies ou non de désulfurateurs. On constate que ces stratégies, associées à la désulfuration directe des fuels permettent de limiter les tonnages de SO2 émis entre 550 et 700 t/j environ en 1980 (taux d'abattement de 68 à 75 %). Certaines considérations pratiques peuvent être opposées à l'encontre de ces dernières stratégies. C'est ainsi que le transfert par E.D.F. de ses centrales thermiques en dehors du site de Fos, qui est en France celui où les produits pétroliers doivent
qui est en France celui où les produits pétroliers doivent avoir, en l'absence de contraintes d'environnement, le prix de revient le plus bas paraît a priori illusoire. En outre, les contraintes qui sont susceptibles d'être imposées sur les sites de remplacement ne sont pas encore connues et risquent d'alourdir sensiblement le coût du délestage de la zone de Fos. D'un autre côté, le remplacement des tranches thermiques déjà programmées par des tranches nucléaires entraînerait probablement des difficultés de planification pour notre industrie. Ces différents aspects devront, le moment venu, être pris en considération, en parallèle avec les avantages ou inconvénients
pris en considération, en parallèle avec les avantages ou inconvénients reconnus éventuellement à ces solutions sous l'angle de l'environnement ou du point de vue économique. — Stratégie no 9 On a cherché à évaluer par ailleurs, par comparaison avec les stratégies précédentes, l'efficacité de la méthode mixte qui consisterait à brûler dans certaines tranches équipées de désulfurateurs des résidus de distillation sous vide dont la teneur en soufre pourrait être de l'ordre de 5 à 6 %. Tout tonnage de résidus nécessaires pour alimenter les tranches désulfurées correspond un tonnage sensiblement équivalent de distillats sous vide dont le soufre peut
sensiblement équivalent de distillats sous vide dont le soufre peut être extrait par le procédé indirect qui conduit ainsi à des fuels de teneur très basse (0,3 % environ) contribuant à abaisser de façon notable la teneur moyenne du pool résiduel. On constate que les résultats finaux des différentes variantes A à E consistant à appliquer TABLEAU III Affectation des fuels lourds aux différents utilisateurs (cas de la disponibilité B) Affectation spéciale de la disponibilité (B) Utilisation du pool résiduel après HDS éventuelle Si t = 0,5 % S, F = 4 % S (surprix nul) Tonnage Consommations. Teneur stratégies
= 4 % S (surprix nul) Tonnage Consommations. Teneur stratégies surprix / ) affecté Tranches E.D.F. Raffineries journalières S petite industrie Solvay sur Don désulfurées et chimie (1) moyennes avant petite industrie, E .D .F. 24 040 t annuelles HDS secteur domestique 1 ' désulf. J t/j t/j t/j t/j t/j % t/j % t/j Mt/an % 1980 1 ... 2 940 1 000 0 3 940 13 200 66 6 900 34 20 100 7,3 3,17 2 ... 2 940 1 000 900 4 840 12 300 64 6 900 36 19 200 6,9 3,13 3 ... 2 940
900 36 19 200 6,9 3,13 3 ... 2 940 1 000 5 700 9 640 7 500 52 6 900 48 14 400 5,2 2,80 4 ... 2 940 1 000 10 500 14 440 2 700 28 6 900 72 9 600 3,4 2,11 5 ... 2 940 1 000 13 200 17 140 0 0 6 900 100 6 900 2,7 1,92 2000 1 ... 5 340 2 000 0 7 340 7 000 35 13 000 65 20 000 7,2 3,30 2 ... 5 340 2 000 425 7 765 6 575 33,5 13 000 66,5
000 425 7 765 6 575 33,5 13 000 66,5 19 575 7,1 3,28 3 ... 5 340 2 000 3 075 10 415 3 925 22 13 000 78 16 925 6,2 3,12 4 ... 5 340 2 000 5 725 13 065 1 275 10 13 000 90 14 275 5,1 2,85 5 ... 5 340 2 000 7 000 14 340 0 0 13 000 100 13 000 4,7 2,72 Pour mémoire : Les raffineries consomment en outre 1,5 Mt de gaz de raffinerie à 0,15 % S en 1980, 2,7 Mt en l'an 2000. Cette stratégie