jeanflop/post_ocr_correction2 huggingface dataset:
porté en France sur les agglomérations où la création de « zones de protection spéciale » permet, lorsque cela est jugé nécessaire, d'intédir l'emploi de fuels provoquant le dépassement d'une certaine teneur en SO2 des fumées à l'émission; pratiquement ces limitations ont porté jusqu'ici essentiellement sur le fuel domestique, agent de loin le plus répandu dans la multiplicité des installations de chauffage des locaux. L'extension des villes à vocation industrielle crée des problèmes d'un type nouveau, car des installations grosses consommatrices de fuel — donc en général de fuel lourd — se trouvent sinon insérées dans le tissu urbain du moins suffisamment proches de celui-ci pour pouvoir exercer une influence sur la qualité de l'environnement. La question se pose de savoir s'il faut retenir pour ces installations, qui sont en nombre restreint, une législation uniforme pour une puissance thermique donnée (à l'image de ce qui a été établi pour les zones de protection spéciale), et applicable toute l'année (sans tenir compte des circonstances météorologiques lorsque celles-ci sont favorables) ou au contraire une réglementation tenant compte des caractères propres à ces installations (type d'industrie, site, etc.). La question se pose également de s'en remettre ou non à la dispersion des fumées par des cheminées de taille appropriée pour respecter une teneur maximale en SO2 de l'air dans le voisinage de l'installation. Une table ronde du congrès de l'Association française des techniciens du pétrole — qui s'est tenu à Biarritz au mois de mai 1973 — s'était assignée le but non pas de traiter ces questions liées directement à la politique de l'environnement, mais d'examiner — si l'on choisit d'éliminer le soufre des fractions lourdes — les moyens d'assurer cette élimination et les conséquences qu'implique cette décision. Les méthodes de résolution sont nombreuses; beaucoup n'ont pu encore être mises à l'épreuve de la pratique de manière généralisée d'une part parce que la formulation des objectifs n'a pas pris le même degré d'urgence et de sévérité dans les différents pays industriels, d'autre part parce que les disponibilités en brut à basse teneur en souvre ont été suffisantes jusqu'ici et enfin parce que de
par des cheminées de taille appropriée pour respecter une teneur maximale en SO2 de l'air dans le voisinage de l'installation. Une table ronde du congrès de l'Association française des techniciens du pétrole — qui s'est tenu à Biarritz au mois de mai 1973 — s'était assignée le but non pas de traiter ces questions liées directement à la politique de l'environnement, mais d'examiner — si l'on choisit d'éliminer le soufre des fractions lourdes — les moyens d'assurer cette élimination et les conséquences qu'implique cette décision. Les méthodes de résolution sont nombreuses; beaucoup n'ont pu encore être mises à l'épreuve de la pratique de manière généralisée d'une part parce que la formulation des objectifs n'a pas pris le même degré d'urgence et de sévérité dans les différents pays industriels, d'autre part parce que les disponibilités en brut à basse teneur en souvre ont été suffisantes jusqu'ici et enfin parce que de sérieuses difficultés techniques doivent être surmontées avant d'arriver à des solutions sûres et d'un coût acceptable. Les pétroles peu sulfureux La teneur moyenne en soufre des résidus longs (360 °C +) dans les pays de l'O.C.D.E. a baissé, selon T. Reis, de 3,2 % en 1960, à 2,5 % en 1965 et se situe actuellement au voisinage de 2,2 %. Cette tendance favorable s'expliquait par l'importance rapidement croissante des bruts africains légers et très pauvres en soufre provenant du Nigeria et surtout de la Libye. L'intérêt que les grands pays industriels attachent désormais à la lutte contre la pollution atmosphérique se manifeste par des réglementations de plus en plus sévères limitant l'emploi de fuels dont la teneur en soufre est jugée excessive. Les fuels à basse teneur en soufre deviennent ainsi de plus en plus recherchés; à fin 1972, l'écart de prix entre un fuel à 1 % et un fuel à 2,2 % de S à New York était de 14 F/t : il atteignait 25 F/t entre un fuel à 0,3 % et un fuel à 1 % S. La « prime de soufre » croît donc rapidement pour des teneurs inférieures à 1 % ; elle caractérise
1965 et se situe actuellement au voisinage de 2,2 %. Cette tendance favorable s'expliquait par l'importance rapidement croissante des bruts africains légers et très pauvres en soufre provenant du Nigeria et surtout de la Libye. L'intérêt que les grands pays industriels attachent désormais à la lutte contre la pollution atmosphérique se manifeste par des réglementations de plus en plus sévères limitant l'emploi de fuels dont la teneur en soufre est jugée excessive. Les fuels à basse teneur en soufre deviennent ainsi de plus en plus recherchés; à fin 1972, l'écart de prix entre un fuel à 1 % et un fuel à 2,2 % de S à New York était de 14 F/t : il atteignait 25 F/t entre un fuel à 0,3 % et un fuel à 1 % S. La « prime de soufre » croît donc rapidement pour des teneurs inférieures à 1 % ; elle caractérise les bruts africains légers dont maintenant la demande dépasse l'offre. La disponibilité est en effet parfois restreinte par des considérations de politique internationale (cas de la Libye), mais elle peut l'être également dans le but de ménager des réserves dont le gouvernement du pays producteur veut éviter le déclin trop rapide (cas de l'Algérie). En regard l'appétit des pays consommateurs croît rapidement, plus particulièrement aux États-Unis et au Japon. Épisodiquement, l'utilisation directe comme combustible d'un brut à basse teneur en soufre — comme le brut de Murban (0,8 %) — est pratiquée : une telle opération, faisant disparaître l'essence et le gas-oil dont la valeur de marché est normalement nettement supérieure à celle du fuel, ne peut avoir de justification économique véritable et reflète une situation de pénurie aiguë dans l'approvisionnement mondial de fuels BTS. L'arrivée, longtemps attendue, du brut du North Slope de l'Alaska sur le marché américain et celle du brut de la mer du Nord sur le marché européen rétabliront les conditions d'une meilleure stabilité de l'approvisionnement en bruts BTS, mais les tonnages correspondants resteront modestes au regard des besoins. Face à cette situation, il importe tout d'abord d'éviter un certain gaspillage des ressources limitées en fuels
rapide (cas de l'Algérie). En regard l'appétit des pays consommateurs croît rapidement, plus particulièrement aux États-Unis et au Japon. Épisodiquement, l'utilisation directe comme combustible d'un brut à basse teneur en soufre — comme le brut de Murban (0,8 %) — est pratiquée : une telle opération, faisant disparaître l'essence et le gas-oil dont la valeur de marché est normalement nettement supérieure à celle du fuel, ne peut avoir de justification économique véritable et reflète une situation de pénurie aiguë dans l'approvisionnement mondial de fuels BTS. L'arrivée, longtemps attendue, du brut du North Slope de l'Alaska sur le marché américain et celle du brut de la mer du Nord sur le marché européen rétabliront les conditions d'une meilleure stabilité de l'approvisionnement en bruts BTS, mais les tonnages correspondants resteront modestes au regard des besoins. Face à cette situation, il importe tout d'abord d'éviter un certain gaspillage des ressources limitées en fuels BTS et de veiller à ce que le fuel potentiel contenu dans les bruts correspondants fasse effectivement l'objet d'une ségrégation et ne soit pas contaminé par des fuels à plus haute teneur en soufre; des équipements additionnels de stockage devront être installés. Inévitablement cependant, le fuel potentiel BTS ne pourra être récupéré dans sa totalité pour le marché, car des opérations de conversion sont pratiquées dans des raffineries ou usines chimiques et, par ailleurs, la recherche de l'adaptation à un 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 soufre des fuels, en l'absence de mesures correctives, remonterait très rapidement et, en cas de manque d'approvisionnement en bruts BTS,
être récupéré dans sa totalité pour le marché, car des opérations de conversion sont pratiquées dans des raffineries ou usines chimiques et, par ailleurs, la recherche de l'adaptation à un 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 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 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 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
étude d'ensemble des divers procédés qui permettent de capter environ 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 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 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 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
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 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 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 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
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 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 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 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, nickel, fer) contenus dans la charge contribuent à donner à
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 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, 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 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 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
— 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 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 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 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 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
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 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 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 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