jeanflop/post-ocr-correction huggingface dataset:
débouché local riche en distillats peut amener une raffinerie à traiter préférentiellement des bruts légers, donc généralement pauvres en soufre, et mettre sur le marché local un tonnage de fuel BTS excédentaire vis-à-vis des besoins, à moins d'acheminer cet excédent sur une zone déficitaire au prix d'un supplément de frais de transport. Même si les disponibilités « naturelles », provenant des bruts à basse teneur en soufre, sont utilisées au mieux, l'augmentation prévue de la demande en fuel lourd fera nécessairement appel très largement aux bruts moyens et lourds du Moyen-Orient malheureusement riches en soufre : la teneur moyenne en
Moyen-Orient malheureusement riches en soufre : la teneur moyenne en soufre des fuels, en l'absence de mesures correctives, remonterait très rapidement et, en cas de manque d'approvisionnement en bruts BTS, atteindrait même selon T. Reis 3 % en 1980 pour l'O.C.D.E. La désulfuration s'impose donc de manière inéluctable. Traitement des fumées Une première méthode consiste, pour maintenir un niveau d'émission d'anhydride sulfureux acceptable, à équiper les installations de combustion de dispositifs de traitement des fumées. J. Durandet a présenté une étude d'ensemble des divers procédés qui permettent de capter environ 90 % des oxydes de soufre. Une grande variété de
90 % des oxydes de soufre. Une grande variété de techniques est offerte aux industriels — mais très peu de procédés ont vraiment fait leurs preuves — et le choix demeure très ouvert pour autant que soient respectés les critères essentiels représentés par un taux élevé d'épuration des fumées et l'absence de création d'une pollution secondaire. L'obtention de soufre comme sous-produit doit être recherchée de préférence pour sa facilité de manutention et de stockage. G. Guyot a étudié le cas des unités Claus dont le nombre et la taille — appelés à augmenter rapidement — créent un besoin particulier de
appelés à augmenter rapidement — créent un besoin particulier de mesures appropriées pour le traitement de leurs gaz effluents riches en composés sulfurés. Gazéification des fuels Une autre méthode, particulièrement adaptée au cas de fuels riches en soufre destinés à l'alimentation d'une centrale électrique, consiste à gazéifier le combustible par oxydation partielle à l'air, puis à désulfurer le gaz obtenu; la communication d'A. Marmin décrit les caractéristiques du procédé de gazéification mis au point par Shell, procédé qui conduit à la génération d'électricité par un cycle mixte : turbine à vapeur/turbine à gaz (fig. 1). La configuration que l'industriel choisira
vapeur/turbine à gaz (fig. 1). La configuration que l'industriel choisira parmi ces diverses méthodes sera déterminée en partie par des facteurs propres au site tels que le volume des fumées à traiter, leur teneur en SO2 (accessoirement en poussières, voire en oxydes d'azote) après traitement, les possibilités de livraison des produits nécessaires à la régénération des réactifs ou à la conversion du SO2 en soufre (hydrogène, hydrogène sulfuré notamment) et les possibilités d'évacuation du sous-produit de la désulfuration, le soufre donc de préférence. De plus, l'adaptation d'une usine existante à la contrainte représentée par la désulfuration des fumées peut se
la contrainte représentée par la désulfuration des fumées peut se heurter à des difficultés d'implantation et d'imbrication du nouvel équipement dans le schéma de l'usine. Le type de fuel livré constituera un autre facteur essentiel qui s'exprimera par un prix à un niveau de soufre déterminé. Aventurer une prévision sur la place qu'occuperont de tels procédés n'est guère possible. On peut néanmoins remarquer que ceux-ci Procédé de gazéification Shell dans une centrale allemande (Cliché Workphoto Lurgi) Fig. 1. — Schéma d'une centrale électrique basée sur la gazéification Installation suivant procédé RCD Isomax de UOP à la raffinerie de Kashima Sekiyu
RCD Isomax de UOP à la raffinerie de Kashima Sekiyu Company au Japon pour la désulfuration de 7 000 t/j de résidus atmosphériques. (Cliché UOP Processes International) s'adressent particulièrement aux consommateurs ponctuels les plus importants qui sont les centrales électriques et, dans ce cas, le choix de la solution peut faire appelà des considérations économiques plus générales sur l'approvisionnement énergétique à long terme d'une nation. Les usines des clients industriels autres que les producteurs d'électricité, généralement donc moindres consommateurs, utilisaient fréquemment dans des fours de procédés des fuels répondant, en matière de teneur en soufre, à des exigences propres à
matière de teneur en soufre, à des exigences propres à la technique mise en œuvre auxquelles s'ajoute du fuel ordinaire consommé sous chaudière. La désulfuration des fumées apparaît pénalisée dans ce cas vis-à-vis du précédent, car Unité de désulfuration de 6 000 t/j d'Idemitsu Kosan à Hyogo (Japon) (Cliché Gulf Research and Development Co) la capacité de l'installation sera plus faible, d'où un coût à la tonne de fuel plus élevé : par ailleurs, l'industriel peut voir un avantage à n'utiliser qu'un seul fuel à moyenne ou à basse teneur en soufre pour l'ensemble des applications. Désulfuration des fuels La
en soufre pour l'ensemble des applications. Désulfuration des fuels La dernière possibilité — la plus coûteuse aussi en terme d'investissement — réside en la fourniture de fuels désulfurés au départ des raffineries, ce qui crée une source nouvelle de fuels BTS desservant tous les secteurs de l'activité industrielle et représentant un volume suffisant pour que le rôle directeur du prix de marché des fuels BTS joué jusque-là par les produits « naturels » soit atténué. La désulfuration directe, objet de la communication de J.-P. Michaux, au Congrès de Biarritz, aboutit à la production de fuels à 1 % de soufre
à la production de fuels à 1 % de soufre dès à présent, à 0,5 % de soufre sans doute dans un avenir proche lorsqu'elle est appliquée à un résidu lourd de Kuwait à 4 % de souvre. De l'expérience industrielle actuelle limitée, puisqu'il n'y a guère que une dizaine d'installations d'hydrodésulfuration de ce type dans le monde, se dégage la conclusion que les principales difficultés qui subsistent sont d'ordre mécanique, liées aux conditions sévères de fonctionnement sous hydrogène à haute pression; d'autres facteurs tels que l'encrassement des fours et surtout l'empoisonnement progressif des catalyseurs par les contaminants métalliques (vanadium,
surtout l'empoisonnement progressif des catalyseurs par les contaminants métalliques (vanadium, nickel, fer) contenus dans la charge contribuent à donner à ces unités des facteurs de marche parfois inférieurs à 80 % par an. Les résidus provenant de certains bruts riches en contaminants métalliques à teneur en soufre moyenne tels que l'Iranien lourd sont moins justiciables d'un traitement direct — dans lequel les durées de vie de catalyseurs seraient trop faibles — mais plutôt d'un traitement indirect où leur distillation sous vide est pratiquée, suivie, pour le résidu sous vide, d'un désasphaltage; la désulfuration est alors pratiquée sur le distillat sous
désasphaltage; la désulfuration est alors pratiquée sur le distillat sous vide et l'huile désasphaltée, les produits désulfurés étant ensuite remélangés à l'asphalte. Pour le traitement de résidus à la fois chargés en métaux et riches en soufre — Arabe lourd par exemple à 4,25 % de soufre — c'est à une opération différente que l'on peut avoir recours. R. Leygonie a présenté un schéma de ce type centré sur le Flexicoking, proposé par Esso, dans lequel le résidu sous vide est cokéfié, puis le coke obtenu gazéifié, le distillat sous vide de distillation directe et les distillats obtenus dans le
vide de distillation directe et les distillats obtenus dans le Flexicoking pouvant être désulfurés jusqu'à un niveau de 0,5 %. On pourrait aussi avoir recours à la cokéfaction simple, s'arrêtant au coke au lieu de gazéifier celui-ci qui demeure alors un sous-produit à valoriser, tandis que le gaz du gazéificateur trouve dans le schéma Esso la majeure partie de son débouché sous forme de fuel interne dans la raffinerie (fig. 2). Considérations économiques Une synthèse des différents éléments définissant l'incidence économique sur le raffinage français de la désulfuration des fuels a été effectuée par A. Treil. Nous en avons retenu
a été effectuée par A. Treil. Nous en avons retenu les éléments figurant dans le tableau 1 et dans la figure 3. Le tableau 1 montre que le coût à la tonne traitée — qui comprend en plus des frais opératoires les amortissements à raison de 20 % par an de l'investissement et les frais financiers — varie beaucoup selon la route de désulfuration choisie. Rapportés à la tonne de soufre éliminé, les coûts sont voisins et se situent dans la zone 1 100-1 300 F/t — exception faite des procédés comportant coking ou Flexicoking où les coûts plus élevés
procédés comportant coking ou Flexicoking où les coûts plus élevés traduisent le fait qu'il s'agit non seulement de procédés de désulfuration, mais aussi de méthodes de conversion. Les procédés de désulfuration des fumées auraient un avantage de coût à la tonne de soufre enlevée vis-à-vis des procédés de désulfuration des fuels difficile à préciser actuellement, étant donné le peu d'indications comparables disponibles du côté désulfuration des fumées. Un procédé de gazéfaction du type Shell, évoqué plus haut, aurait un coût de l'ordre de 60 % de celui d'une désulfuration directe. TABLEAU 1 Principales données sur quelques schémas possibles de désulfuration
TABLEAU 1 Principales données sur quelques schémas possibles de désulfuration des fuels de type Kuwait Indirecte Désulfuration Directe DSV + DSV + FlexiDSV (1) DAP (2) Coking coking Rendements % PDS Fuel liquide > 177 °C ... 96,5 95,5 97,5 96 70 71 Gaz + naphta 1,5 2,5 1,5 2 8,2 16 Gaz pauvre (,...., Fuel).... 6,2 Coke 20 1,5 Soufre 3,0 3,5 1,5 2,9 2,5 3,7 % de soufre dans le fuel obtenu . 1 0,5 2,5 1,1 0,25 0,25 Consommation d'hydrogène kg/t traitée 10 15 5 9 7 7 Nm3Jm3 traité 114 160 57 97 80 81 Coûts
7 Nm3Jm3 traité 114 160 57 97 80 81 Coûts F/t traitée 36,3 46,1 16,4 32,0 56,3 64,6 F/t de soufre éliminé ... 1 210 1 320 1 090 1 100 2 250 1 750 (1) DSV : distillation sous vide. (2) DAP : désasphaltage au propane. Fig. 3. — Supplément d'investissements et supplément de coût annuel pour mettre à la disposition des consommateurs en 1980 un pourcentage croissant de fuel à moins de 1 % de soufre (ou pour abaisser la teneur moyenne en soufre des fuels). On suppose un approvisionnement de 200 Mt/an de pétrole (20 % à
un approvisionnement de 200 Mt/an de pétrole (20 % à basse teneur en soufre, 40 % à moyenne teneur et 40 % à haute teneur) La figure 3 illustre les conséquences financières de l'introduction d'unités de désulfuration dans les raffineries en nombre croissant pour répondre en 1980 à un objectif de plus en plus exigeant, exprimé par un pourcentage croissant de fuel à 1 % de soufre dans le pool des fuels (1). Le supplément d'investissement à consentir, pour amener la teneur moyenne du pool des fuels à 1,5 % par exemple, représenterait un montant de 4 milliards de francs.
par exemple, représenterait un montant de 4 milliards de francs. Pour l'industrie du raffinage, réaliser un tel investissement reviendrait à majorer d'environ 50 % les sommes nécessaires pour répondre à l'accroissement naturel de la demande de produits pétroliers d'ici à 1980 par extension des capacités des raffineries existantes et création de nouvelles raffineries. Jusqu'en 1980, la demande de fuel de l'Electricité de France augmentera rapidement et atteindra 25 à 27 millions de t/an à cette époque; au-delà sa consommation baissera, les centrales à fuel quittant progressivement la position « fourni (1) Pour simplifier l'étude, le raffinage français de 1980 a
(1) Pour simplifier l'étude, le raffinage français de 1980 a été considéré comme représenté par vingt raffineries d'une capacité unitaire de 10 millions de t/an dont dix « simples » sans unités de conversion et dix « complètes » pourvues de craquage catalytique ou d'hydrocraquage : enfin l'alimentation en brut a été estimée comporter 20 % de bruts BTS type Nigeria — uniquement traités dans les raffineries simples — 40 % de bruts à moyenne teneur en soufre type Aga Jari et 40 % de bruts à haute teneur en soufre type Kuwait. Lorsqu'une unité de désulfuration est introduite dans
soufre type Kuwait. Lorsqu'une unité de désulfuration est introduite dans une raffinerie, sa capacité a été fixée à 2,5 millions de t/an de résidu atmosphérique pour une désulfuration directe ou au chiffre correspondant de distillat sous vide pour une désulfuration indirecte. (1) Pour simplifier l'étude, le raffinage français de 1980 a été considéré comme représenté par vingt raffineries d'une capacité unitaire de 10 millions de t/an dont dix « simples » sans unités de conversion et dix « complètes » pourvues de craquage catalytique ou d'hydrocraquage : enfin l'alimentation en brut a été estimée comporter 20 % de bruts BTS
brut a été estimée comporter 20 % de bruts BTS type Nigeria — uniquement traités dans les raffineries simples — 40 % de bruts à moyenne teneur en soufre type Aga Jari et 40 % de bruts à haute teneur en soufre type Kuwait. Lorsqu'une unité de désulfuration est introduite dans une raffinerie, sa capacité a été fixée à 2,5 millions de t/an de résidu atmosphérique pour une désulfuration directe ou au chiffre correspondant de distillat sous vide pour une désulfuration indirecte. « fourni uture de base » à facteur de service le plus élevé pour faire place aux centrales
de service le plus élevé pour faire place aux centrales alimentées par l'énergie nucléaire. Il est possible qu'en l'an 2000, l'électricité produite par l'Électricité de France soit à 100 % d'origine nucléaire, la fourniture de fuel — en particulier celle de fuel BTS — étant donc arrêtée à cette date. L'industrie française — poursuivant son expansion durant toute cette période consommera normalement de plus en plus de fuel (et donc de fuel BTS), mais à un rythme d'accroissement sans doute décroissant qui devrait se situer dans une fourchette de 3 à 5 % l'an, 5 % en 1980, 4 %
à 5 % l'an, 5 % en 1980, 4 % vers 1990 et 3 % en 2000 par exemple. Ainsi une compensation s'opérera-t-elle entre les tonnages perdus par suite de la baisse de demande de l'E.D.F. et les tonnages additionnels nécessaires au reste de l'Industrie, amenant une quasi-stagnation de la demande globale de fuel sur la période 1980-2000. Ceci a deux conséquences importantes : (1) Pour simplifier l'étude, le raffinage français de 1980 a été considéré comme représenté par vingt raffineries d'une capacité unitaire de 10 millions de t/an dont dix « simples » sans unités de conversion et dix
dix « simples » sans unités de conversion et dix « complètes » pourvues de craquage catalytique ou d'hydrocraquage : enfin l'alimentation en brut a été estimée comporter 20 % de bruts BTS type Nigeria — uniquement traités dans les raffineries simples — 40 % de bruts à moyenne teneur en soufre type Aga Jari et 40 % de bruts à haute teneur en soufre type Kuwait. Lorsqu'une unité de désulfuration est introduite dans une raffinerie, sa capacité a été fixée à 2,5 millions de t/an de résidu atmosphérique pour une désulfuration directe ou au chiffre correspondant de distillat sous
une désulfuration directe ou au chiffre correspondant de distillat sous vide pour une désulfuration indirecte. « fourni uture de base » à facteur de service le plus élevé pour faire place aux centrales alimentées par l'énergie nucléaire. Il est possible qu'en l'an 2000, l'électricité produite par l'Électricité de France soit à 100 % d'origine nucléaire, la fourniture de fuel — en particulier celle de fuel BTS — étant donc arrêtée à cette date. L'industrie française — poursuivant son expansion durant toute cette période consommera normalement de plus en plus de fuel (et donc de fuel BTS), mais à un rythme
fuel (et donc de fuel BTS), mais à un rythme d'accroissement sans doute décroissant qui devrait se situer dans une fourchette de 3 à 5 % l'an, 5 % en 1980, 4 % vers 1990 et 3 % en 2000 par exemple. Ainsi une compensation s'opérera-t-elle entre les tonnages perdus par suite de la baisse de demande de l'E.D.F. et les tonnages additionnels nécessaires au reste de l'Industrie, amenant une quasi-stagnation de la demande globale de fuel sur la période 1980-2000. Ceci a deux conséquences importantes : (1) Pour simplifier l'étude, le raffinage français de 1980 a été considéré comme
l'étude, le raffinage français de 1980 a été considéré comme représenté par vingt raffineries d'une capacité unitaire de 10 millions de t/an dont dix « simples » sans unités de conversion et dix « complètes » pourvues de craquage catalytique ou d'hydrocraquage : enfin l'alimentation en brut a été estimée comporter 20 % de bruts BTS type Nigeria — uniquement traités dans les raffineries simples — 40 % de bruts à moyenne teneur en soufre type Aga Jari et 40 % de bruts à haute teneur en soufre type Kuwait. Lorsqu'une unité de désulfuration est introduite dans une raffinerie, sa
Lorsqu'une unité de désulfuration est introduite dans une raffinerie, sa capacité a été fixée à 2,5 millions de t/an de résidu atmosphérique pour une désulfuration directe ou au chiffre correspondant de distillat sous vide pour une désulfuration indirecte. « fourni uture de base » à facteur de service le plus élevé pour faire place aux centrales alimentées par l'énergie nucléaire. Il est possible qu'en l'an 2000, l'électricité produite par l'Électricité de France soit à 100 % d'origine nucléaire, la fourniture de fuel — en particulier celle de fuel BTS — étant donc arrêtée à cette date. L'industrie française — poursuivant
étant donc arrêtée à cette date. L'industrie française — poursuivant son expansion durant toute cette période consommera normalement de plus en plus de fuel (et donc de fuel BTS), mais à un rythme d'accroissement sans doute décroissant qui devrait se situer dans une fourchette de 3 à 5 % l'an, 5 % en 1980, 4 % vers 1990 et 3 % en 2000 par exemple. Ainsi une compensation s'opérera-t-elle entre les tonnages perdus par suite de la baisse de demande de l'E.D.F. et les tonnages additionnels nécessaires au reste de l'Industrie, amenant une quasi-stagnation de la demande globale de fuel
l'Industrie, amenant une quasi-stagnation de la demande globale de fuel sur la période 1980-2000. Ceci a deux conséquences importantes : e une consommation industrielle répartie sur le territoire viendra se substituer aux gros consommateurs ponctuels que sont les centrales électriques. Les exigences de la protection de l'environnement ne seront plus les mêmes et l'on peut fort bien envisager une situation où l'ensemble d'établissements industriels, remplaçant au point de vue quantitatif la consommation d'une centrale, ne nécessitera plus une fourniture en qualité BTS à 1 % de soufre, mais seulement à une teneur en soufre moyenne : 2,5 % par exemple.
une teneur en soufre moyenne : 2,5 % par exemple. Des unités de désulfuration peuvent alors se trouver sans emploi ; • la demande globale de produits pétroliers manifestera un « allègement » progressif, les marchés des carburants et des fuels fluides poursuivant leur développement propre : le raffineur s'adaptera à cette situation soit par un recours accru à des bruts légers si ceux-ci sont disponibles (ceci s'accompagne en général d'une exigence moindre en matière de désulfuration, les bruts légers étant peu soufrés), soit plus vraisemblablement par la mise en service de procédés de conversion, notamment de craquage thermique ou
service de procédés de conversion, notamment de craquage thermique ou catalytique ou encore d'hydrocraquage de distillat sous vide. L'industrie au sens large, dont celle du pétrole et celle de la production d'électricité, devra donc inclure dans ses études de prévision de besoins de désulfuration un élément de risque concernant l'amortissement des installations, la vie réelle de l'équipement pouvant être très sensiblement inférieure à la vie « technique » de celui-ci et, parmi les solutions choisies dans l'industrie du raffinage, il conviendra d'attacher une attention particulière à celles qui faciliteront de plus l'adaptation à l'allègement futur de la demande. LA LUTTE
plus l'adaptation à l'allègement futur de la demande. LA LUTTE CONTRE LA POLLUTION ATMOSPHÉRIQUE DUE AUX COMBUSTIBLES SULFUREUX Le point de vue d'Électricité de France par Roger GINOCCHIO Directeur à la Direction générale d'Électricité de France La quantité de combustibles fossiles consommés annuellement par les centrales thermiques d'Électricité de France continuera à croître pendant une dizaine d'années pour atteindre un plafond d'environ 25 Mt de fuel-oil lourd et 2 Mt de charbon. La combustion du fuel-oil contenant du soufre entraîne la production d'anhydride sulfureux qui peut provoquer des nuisances qu'il convient de réduire à une valeur acceptable. Différentes solutions sont
convient de réduire à une valeur acceptable. Différentes solutions sont actuellement utilisées ou envisagées dans l'avenir : — dispersion des polluants au moyen de hautes cheminées ; — réduction de la teneur en soufre des combustibles ; — réduction de la teneur en SO2 des fumées ; — gazéfaction du fuel permettant son épuration avant la combustion. L'auteur expose, dans cet article, le point de vue d'Electricité de France et décrit les réalisations et les recherches entreprises pour faire face aux exigences de l'environnement dans ce domaine. La production d'énergie électrique en France sera assurée au cours des prochaines années,
électrique en France sera assurée au cours des prochaines années, pour une part de plus en plus grande, par des centrales thermiques et nucléaires. Les centrales thermiques existantes ou à construire utiliseront des quantités de fuel-oil qui iront en croissant progressivement au cours des années, depuis 11 Mt en 1972 jusqu'à un maximum d'environ 25 Mt qui sera atteint vers 1985. Après cette époque, la consommation de fuel-oil ira en décroissant en raison de la part de plus en plus grande que prendront les centrales nucléaires dans la production d'électricité. La croissance de la consommation de fuel-oil se traduira, si
La croissance de la consommation de fuel-oil se traduira, si des dispositions adéquates ne sont pas adoptées, par un accroissement des émissions de dioxyde de soufre qui préoccupent les pouvoirs publics. Électricité de France qui avait réussi au cours des années comprises entre 1960 et 1970 à faire face aux difficultés entraînées par les émissions de poussières dues au développement rapide des centrales brûlant du charbon, entend adopter une attitude aussi réaliste et constructive en ce qui concerne les nuisances résultant des émissions croissantes de dioxyde de soufre au cours des prochaines années. Rappelons simplement, sans insister que, en ce
des prochaines années. Rappelons simplement, sans insister que, en ce qui concerne les poussières de charbon, le taux d'émission des centrales qui était de 5,5 g/kWh en 1960 avait été réduit progressivement pour atteindre 1 g/kWh en 1972, grâce à l'accroissement constant du rendement des dépoussiéreurs et aux mesures de surveillance permanente du bon fonctionnement de ces appareils en exploitation. En ce qui concerne les émissions sulfureuses, de nombreuses recherches théoriques et expérimentales ont été entreprises sur le cycle du soufre dans la nature et sur le niveau maximal à respecter pour les concentrations au sol sans que puissent pour
respecter pour les concentrations au sol sans que puissent pour l'instant se dégager des conclusions très nettes. Pourtant, s'il apparaît évident qu'au-delà d'une certaine concentration, le dioxyde de soufre peut présenter des risques pour la vie animale et végétale et provoquer la corrosion de certains matériaux, il n'en reste pas moins qu'il est un composant naturel de l'atmosphère et certains auteurs estiment même qu'il est absolument nécessaire à la vie. Quoi qu'il en soit, il apparaît que le critère fondamental est bien la concentration au sol en dioxyde de soufre qu'il convient de maintenir au-dessous du seuil imposé par la