jeanflop/post_ocr_correction2 huggingface dataset:
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 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 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 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
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 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 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 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 gazification-désulfuration du charbon ne sont pas encore applicables industriellement.
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 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 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 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 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
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 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 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 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 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
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 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 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 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
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 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 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 (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
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 (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 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 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 installations liées rigidement à la tranche de production d'énergie, ne soient pas la cause d'une baisse sensible de la fiabilité.
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 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 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 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 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
paramètres physicochimiques qui définissent les fumées à traiter varient dans 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 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, 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 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.
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 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) 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 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,