jeanflop/post_ocr_correction2 huggingface dataset:
1 rassemblent à titre de référence, outre les valeurs actuelles des émissions journalières de SO2, les valeurs calculées de ce que pourraient devenir ces émissions jusqu'à l'horizon 2000 si l'on ne prenait aucune mesure particulière. TABLEAU 1 Valeurs calculées des émissions journalières d'anhydride sulfureux qui interviendraient sur le site de Fos-Berre en l'absence de mesures antipollution. Consommation de fuel (t/j) Émissions de SO2 (t/j) Utilisateurs en % 1972 1975 1980 2000 1972 1975 1980 2000 Centrales électriques ... 3,5 2 400 1 800 18 800 11 600 168 336 1 316 812 (1 400) (3 600) (13 200) (7 000) (98) (252) (924) 4490) Raffineries (combustion de 3,5 2100 3 630 4 290 6 630 147 254 300 464 fuel lourd) (1 900) (3 300) (3 900) (6 000) (133) (231) (273) (420) Autres sources 153 76 85 136 (142) (69) (77) (130) Total ... 300 330 385 600 (275) (300) (350) (550) Industrie chimique .... 2,5 800 2 000 3 000 7 000 40 100 150 450 + gaz Sidérurgie Solmer (1) ... 3,0 900 1 500 2 500 28 30 30 (combustion de f. 1.) .. 0,7 300 600 2 500 4 6 12 Autres sources 68 144 358 Total ... 100 180 400 Aciers de Fos 1,0 250 500 1 000 5 10 20 Divers : Petite industrie .... 2,5 220 740 1 740 2 800 11 37 87 140 Domestique tertiaire .. 0,7 900 1 800 3 600 5 400 12 25 50 75 (300) (600) (1 200) (1 800) (4) (8) (15) (25) Totaux (arrondis)... 6 420 14 420 34 030 39 430 530 930 2 200 2 500 (4 620) (11 690) (25 640) (30 600) (430) (800) (1 715) (2 075) Les chiffres indiqués correspondent à un fonctionnement maximum des installations (jours ouvrables d'hiver à pleine charge pour E.D.F.). Entre parenthèses, moyennes annuelles des émissions journalières. (1) Le laitier du haut fourneau capte environ 90 % du soufre contenu dans le fuel injecté. Fig. 1. — Évolution jusqu'en 2000 des émissions journalières de SO2 en l'absence de mesures antipollution. La décroissance des courbes
358 Total ... 100 180 400 Aciers de Fos 1,0 250 500 1 000 5 10 20 Divers : Petite industrie .... 2,5 220 740 1 740 2 800 11 37 87 140 Domestique tertiaire .. 0,7 900 1 800 3 600 5 400 12 25 50 75 (300) (600) (1 200) (1 800) (4) (8) (15) (25) Totaux (arrondis)... 6 420 14 420 34 030 39 430 530 930 2 200 2 500 (4 620) (11 690) (25 640) (30 600) (430) (800) (1 715) (2 075) Les chiffres indiqués correspondent à un fonctionnement maximum des installations (jours ouvrables d'hiver à pleine charge pour E.D.F.). Entre parenthèses, moyennes annuelles des émissions journalières. (1) Le laitier du haut fourneau capte environ 90 % du soufre contenu dans le fuel injecté. Fig. 1. — Évolution jusqu'en 2000 des émissions journalières de SO2 en l'absence de mesures antipollution. La décroissance des courbes relatives aux centrales électriques correspond à l'hypothèse de l'arrêt des dernières tranches vers 2005. On a supposé, en particulier, que les teneurs en soufre des combustibles employés par les différents utilisateurs resteraient égales aux teneurs actuelles, soit 3,5 % S pour les centrales thermiques et pour les raffineries, et que la sidérurgie utiliserait, suivant les équipements considérés, soit du fuel ordinaire à 3 % S, soit du combustible BTS, les installations urbaines brûlant de leur côté du fuel-oil contenant de 0,7 à 2,5 % S. (1) On doit noter que le fuel utilisé par les centrales électriques en 1971 avait une teneur de 2 à 2,5 % qui s'est élevée jusqu'à un plafond de 3,5 % depuis le début de 1972. C'est cette dernière valeur qui a été adoptée pour le tableau de référence n° I qui correspond ainsi à une hypothèse forte. Les valeurs indiquées concernent également les émissions provenant d'autres sources que celles de la combustion de fuel-oil : combustion de gaz et émissions parasites de produits soufrés par les raffineries, émissions provenant du soufre apporté par le minerai et le coke utilisés par la sidérurgie. Dans l'ensemble, il s'agit plutôt d'hypothèses fortes conduisant à des valeurs maxima.
la sidérurgie utiliserait, suivant les équipements considérés, soit du fuel ordinaire à 3 % S, soit du combustible BTS, les installations urbaines brûlant de leur côté du fuel-oil contenant de 0,7 à 2,5 % S. (1) On doit noter que le fuel utilisé par les centrales électriques en 1971 avait une teneur de 2 à 2,5 % qui s'est élevée jusqu'à un plafond de 3,5 % depuis le début de 1972. C'est cette dernière valeur qui a été adoptée pour le tableau de référence n° I qui correspond ainsi à une hypothèse forte. Les valeurs indiquées concernent également les émissions provenant d'autres sources que celles de la combustion de fuel-oil : combustion de gaz et émissions parasites de produits soufrés par les raffineries, émissions provenant du soufre apporté par le minerai et le coke utilisés par la sidérurgie. Dans l'ensemble, il s'agit plutôt d'hypothèses fortes conduisant à des valeurs maxima. Pour les centrales électriques, elles correspondent à la marche d'hiver des groupes en service. Les raffineries sont supposées fonctionner à leur maximum et les émissions dues à la combustion de fuel-oil domestique sont basées sur les consommations journalières d'hiver qui s'accroissent en fonction de l'évolution prévue de la population. Les industries à marche continue (chimie, sidérurgie) sont supposées fonctionner en régime. On a également mentionné des valeurs moyennes d'émissions, rapportées à la moyenne annuelle des consommations journalières de combustible. Pour les raffineries, les valeurs sont inférieures d'environ 10 % à celles de la pleine marche. En définitive, si l'on ne prenait aucune mesure particulière, l'on devrait s'attendre, en conséquence des développements industriel et urbain projetés, à un accroissement des émissions d'anhydride sulfureux selon des facteurs multiplicatifs de l'ordre de 1,7 en 1975, 4 en 1980, 5 en 1990-2000, en rapportant ces émissions à celles produites par les installations industrielles et urbaines en place actuellement. 3.2. Considérations particulières aux différentes installations Avant d'évaluer de façon quantitative les taux de réduction des émissions que l'on pourrait escompter de l'application de diverses mesures correctives, certaines remarques doivent être faites à propos des différents types d'installations. Ces remarques permettront d'expliciter les hypothèses adoptées par
industries à marche continue (chimie, sidérurgie) sont supposées fonctionner en régime. On a également mentionné des valeurs moyennes d'émissions, rapportées à la moyenne annuelle des consommations journalières de combustible. Pour les raffineries, les valeurs sont inférieures d'environ 10 % à celles de la pleine marche. En définitive, si l'on ne prenait aucune mesure particulière, l'on devrait s'attendre, en conséquence des développements industriel et urbain projetés, à un accroissement des émissions d'anhydride sulfureux selon des facteurs multiplicatifs de l'ordre de 1,7 en 1975, 4 en 1980, 5 en 1990-2000, en rapportant ces émissions à celles produites par les installations industrielles et urbaines en place actuellement. 3.2. Considérations particulières aux différentes installations Avant d'évaluer de façon quantitative les taux de réduction des émissions que l'on pourrait escompter de l'application de diverses mesures correctives, certaines remarques doivent être faites à propos des différents types d'installations. Ces remarques permettront d'expliciter les hypothèses adoptées par la suite. 3.2.1. Centrales électriques On remarquera tout d'abord que le programme de réalisation exposé plus haut (chap. 1), qui suppose la construction au cours des VIe et VIe Plans de 4 tranches thermiques de 700 MW et 2 tranches nucléaires de 1 200 MW, est susceptible d'une certaine mobilité : Électricité de France doit en effet réaliser encore, au plan national, une douzaine de groupes de 700 MW avant que l'énergie nucléaire assure entièrement la relève du thermique dans les installations nouvelles; les nouveaux sites à ouvrir à cet effet sont donc en nombre limité et doivent être choisis au mieux en fonction des facilités de tous ordres et des contraintes rencontrées. En second lieu, un certain jeu est également possible, pour la localisation précise des 4 groupes de 700 MW, entre le site de Martigues et celui de Fos, ce dernier étant a priori plus favorable, comme on l'a vu, sur le plan du régime des vents et pour les limitations relatives aux hauteurs de cheminées. Dans la suite des hypothèses, on considérera donc les cas où certains des groupes de 700 MW thermiques pourraient être construits soit à Martigues, soit à Fos, soit même sur un site
: Électricité de France doit en effet réaliser encore, au plan national, une douzaine de groupes de 700 MW avant que l'énergie nucléaire assure entièrement la relève du thermique dans les installations nouvelles; les nouveaux sites à ouvrir à cet effet sont donc en nombre limité et doivent être choisis au mieux en fonction des facilités de tous ordres et des contraintes rencontrées. En second lieu, un certain jeu est également possible, pour la localisation précise des 4 groupes de 700 MW, entre le site de Martigues et celui de Fos, ce dernier étant a priori plus favorable, comme on l'a vu, sur le plan du régime des vents et pour les limitations relatives aux hauteurs de cheminées. Dans la suite des hypothèses, on considérera donc les cas où certains des groupes de 700 MW thermiques pourraient être construits soit à Martigues, soit à Fos, soit même sur un site extérieur (région d'Avignon). On admettra, aussi, l'hypothèse du remplacement éventuel des 2 dernières tranches thermiques par des tranches nucléaires (cf. chap. 4, stratégies 6 à 8). En ce qui concerne la politique des combustibles, E.D.F. peut également opter entre plusieurs formules : celle qui est déjà pratiquée consiste à approvisionner une partie du fuel lourd dans la catégorie BTS (10 % des quantités stockées environ) et à réserver cette catégorie pour les périodes de vents défavorables ou pour les cas d'alerte à la pollution. E.D.F. pourrait encore, à l'aide de contrats spéciaux avec ses fournisseurs, chercher à réaliser un panachage plus étendu et allant du fuel BTS, au fuel ordinaire à 2-4 % S, à un fuel visqueux et chargé à 5-6 % S (résidu de distillation sous vide), voire même à un résidu de désasphalting qui serait brûlé dans des chaudières spéciales. L'emploi de ces deux dernières catégories chargées en soufre nécessite cependant des réalisations technologiques complémentaires et supposerait une certaine intégration de la centrale thermique avec les raffineries. La dernière formule présenterait l'avantage de permettre un écoulement des produits les plus chargés (coke, asphalte), ce qui bénéficierait indirectement, sans aucun doute, à l'ensemble des utilisateurs de fuels du
une partie du fuel lourd dans la catégorie BTS (10 % des quantités stockées environ) et à réserver cette catégorie pour les périodes de vents défavorables ou pour les cas d'alerte à la pollution. E.D.F. pourrait encore, à l'aide de contrats spéciaux avec ses fournisseurs, chercher à réaliser un panachage plus étendu et allant du fuel BTS, au fuel ordinaire à 2-4 % S, à un fuel visqueux et chargé à 5-6 % S (résidu de distillation sous vide), voire même à un résidu de désasphalting qui serait brûlé dans des chaudières spéciales. L'emploi de ces deux dernières catégories chargées en soufre nécessite cependant des réalisations technologiques complémentaires et supposerait une certaine intégration de la centrale thermique avec les raffineries. La dernière formule présenterait l'avantage de permettre un écoulement des produits les plus chargés (coke, asphalte), ce qui bénéficierait indirectement, sans aucun doute, à l'ensemble des utilisateurs de fuels du point de vue de l'environnement. En tout état de cause, l'adoption d'une politique de panachage des fuels conduirait à brûler les catégories à fortes teneurs en soufre dans des centrales munies de désulfureurs dans le cas où les exigences locales d'environnement ne permettraient pas d'appliquer seulement une politique de hautes cheminées associée à l'utilisation partielle de combustible BTS. Emploi de dispositifs de désulfuration des fumées Une enquête détaillée devant permettre de connaître l'état de développement des procédés de désulfuration des gaz de combustion a été menée auprès des principaux pays qui ont effectué des réalisations dans ce domaine. Cette enquête a de plus été accompagnée par le lancement par E.D.F. d'appels d'offre auprès des fournisseurs devant permettre la réalisation de l'expérience pilote prescrite sur l'une des tranches de 250 MW de Martigues-Ponteau (Conseil interministériel du 24 novembre 1971). Retenant les conclusions principales de cette enquête, il se trouve établi que de gros efforts se poursuivent actuellement sous la pression des nécessités et avec l'appui des pouvoirs publics des pays intéressés pour mettre au point des techniques valables à l'échelle industrielle. Le développement le plus important réalisé actuellement concerne les centrales électriques au charbon (1) mais le stade de 400 MW
cheminées associée à l'utilisation partielle de combustible BTS. Emploi de dispositifs de désulfuration des fumées Une enquête détaillée devant permettre de connaître l'état de développement des procédés de désulfuration des gaz de combustion a été menée auprès des principaux pays qui ont effectué des réalisations dans ce domaine. Cette enquête a de plus été accompagnée par le lancement par E.D.F. d'appels d'offre auprès des fournisseurs devant permettre la réalisation de l'expérience pilote prescrite sur l'une des tranches de 250 MW de Martigues-Ponteau (Conseil interministériel du 24 novembre 1971). Retenant les conclusions principales de cette enquête, il se trouve établi que de gros efforts se poursuivent actuellement sous la pression des nécessités et avec l'appui des pouvoirs publics des pays intéressés pour mettre au point des techniques valables à l'échelle industrielle. Le développement le plus important réalisé actuellement concerne les centrales électriques au charbon (1) mais le stade de 400 MW n'a pas encore été dépassé bien que des commandes avaient été enregistrées pour des unités allant jusqu'à 800 MW (Kansas City Power and Light aux États-Unis). Par ailleurs, la plupart des procédés utilisés aboutissent à des rejets de volume important, sous forme de boues de sulfate ou sulfite, encore actives chimiquement, posant un problème d'évacuation et de stockage délicat ou mettant en œuvre des opérations chimiques complémentaires (fabrication SO2 concentré, SO2H2 ou transformation en soufre) qui élèvent dans une grande proportion le prix de revient, mais paraissent indispensables si l'on veut éviter un déplacement de la pollution. Parmi ces procédés, celui utilisant les techniques françaises associant une opération de captation de SO2 par l'ammoniac (expérimentée par E.D.F. avec Weiritam, Ugine-Kuhlmann) et une opération de récupération du soufre suivant la technique I.F.P. dite « Claus liquide » pourrait se présenter de façon favorable dans la mesure où du point de vue du prix et des délais de réalisation il pourrait se montrer compétitif avec les divers procédés utilisés maintenant aux États-Unis et au Japon. Une expérience pilote, à l'échelle de 25-30 MW, financée en partie par les Pouvoirs publics, est en préparation en coopération entre E.D.F. et l'I.F.P. à la centrale
chimiquement, posant un problème d'évacuation et de stockage délicat ou mettant en œuvre des opérations chimiques complémentaires (fabrication SO2 concentré, SO2H2 ou transformation en soufre) qui élèvent dans une grande proportion le prix de revient, mais paraissent indispensables si l'on veut éviter un déplacement de la pollution. Parmi ces procédés, celui utilisant les techniques françaises associant une opération de captation de SO2 par l'ammoniac (expérimentée par E.D.F. avec Weiritam, Ugine-Kuhlmann) et une opération de récupération du soufre suivant la technique I.F.P. dite « Claus liquide » pourrait se présenter de façon favorable dans la mesure où du point de vue du prix et des délais de réalisation il pourrait se montrer compétitif avec les divers procédés utilisés maintenant aux États-Unis et au Japon. Une expérience pilote, à l'échelle de 25-30 MW, financée en partie par les Pouvoirs publics, est en préparation en coopération entre E.D.F. et l'I.F.P. à la centrale thermique de Champagne-sur-Oise. Cette mise au point, nécessaire avant de passer à l'échelle industrielle de plusieurs centaines de mégawatts, ne donnera de résultats concluants, au plus tard imprévisible, que fin 1974. Dans l'attente de ces résultats et dans la mesure où la décision de réaliser l'expérience de Martigues sur 250 MW devrait être prise dans les prochains mois, on serait donc conduit : — soit à opter pour un procédé américain utilisant une technique « propre ». Seul le procédé Wellman Lord qui conduit à l'obtention de SO2 concentré et Na2SO4 est de cette nature; — soit à opter pour un procédé à rejet de boues tels que ceux proposés par Gerap (Weirtam, Ugine-Kuhlmann), Creusot-Loiret (Chemico) et Stein (Combustion Engineering) et à prendre les dispositions voulues pour le stockage ou l'évacuation des boues, ou encore, si possible leur transformation par un procédé autre que celui préconisé par l'I.F.P. (grillage et stockage de SO2 concentré) ; — soit à opter pour une solution conservatoire consistant à stocker les rejets pendant une durée limitée de 2 à 4 années, qui serait mise à profit pour assurer la mise au point complète du procédé de récupération selon la technique I.F.P. Revenant à l'objet
MW devrait être prise dans les prochains mois, on serait donc conduit : — soit à opter pour un procédé américain utilisant une technique « propre ». Seul le procédé Wellman Lord qui conduit à l'obtention de SO2 concentré et Na2SO4 est de cette nature; — soit à opter pour un procédé à rejet de boues tels que ceux proposés par Gerap (Weirtam, Ugine-Kuhlmann), Creusot-Loiret (Chemico) et Stein (Combustion Engineering) et à prendre les dispositions voulues pour le stockage ou l'évacuation des boues, ou encore, si possible leur transformation par un procédé autre que celui préconisé par l'I.F.P. (grillage et stockage de SO2 concentré) ; — soit à opter pour une solution conservatoire consistant à stocker les rejets pendant une durée limitée de 2 à 4 années, qui serait mise à profit pour assurer la mise au point complète du procédé de récupération selon la technique I.F.P. Revenant à l'objet principal de la présente étude, on a admis, avec les réserves exprimées plus haut, que les procédés applicables à la désulfuration des fumées des grosses installations (groupes thermiques de 250 et 700 MW) devraient pouvoir être disponibles d'ici quelques années, en sorte qu'on a considéré, parmi les hypothèses de travail retenues, celles selon lesquelles après la réalisation de l'expérience pilote en cours, un certain nombre de tranches thermiques pourraient recevoir des désulfureurs. On a même admis, comme hypothèse de travail extrême, que certaines installations nouvelles en raffinerie pourraient également recevoir dans l'avenir de tels équipements (bien que dans l'état actuel de la technique la taille des installations correspondantes ne permettrait pas d'en obtenir une rentabilité suffisante). Une telle hypothèse peut se trouver considérée notamment lorsque l'on envisage l'utilisation de centrales électriques équipées pour la combustion de résidus sous vide à forte teneur de soufre et munies de désulfureurs de fumées, à propos desquelles on peut songer à une implantation et à une exploitation à l'intérieur même d'une raffinerie (voir plus loin, stratégie n° 9). 3.2.2. Industrie pétrolière À l'inverse de celles des centrales thermiques qui représentent une forte concentration de puissance, les unités de combustion internes aux raffineries et aux
retenues, celles selon lesquelles après la réalisation de l'expérience pilote en cours, un certain nombre de tranches thermiques pourraient recevoir des désulfureurs. On a même admis, comme hypothèse de travail extrême, que certaines installations nouvelles en raffinerie pourraient également recevoir dans l'avenir de tels équipements (bien que dans l'état actuel de la technique la taille des installations correspondantes ne permettrait pas d'en obtenir une rentabilité suffisante). Une telle hypothèse peut se trouver considérée notamment lorsque l'on envisage l'utilisation de centrales électriques équipées pour la combustion de résidus sous vide à forte teneur de soufre et munies de désulfureurs de fumées, à propos desquelles on peut songer à une implantation et à une exploitation à l'intérieur même d'une raffinerie (voir plus loin, stratégie n° 9). 3.2.2. Industrie pétrolière À l'inverse de celles des centrales thermiques qui représentent une forte concentration de puissance, les unités de combustion internes aux raffineries et aux installations pétrochimiques qui leur sont généralement associées sont dispersées de faibles ou moyennes capacités, et sont alimentées par des combustibles variés, dont des gaz et résidus lourds de distillation de faible valeur marchande qui peuvent représenter de l'ordre de 5 à 8 % du tonnage des bruts traités. Les émissions d'anhydride sulfureux proviennent : — de la combustion de fuel lourd soufre (3 à 3,5 % S environ) ; — de la combustion de gaz de raffinerie (moins de 0,3 % S); — de la combustion ou de l'épuration de gaz acides contenant de l'HS venant principalement de l'hydrodésulfuration des gas-oils. Le tableau 1 contient des valeurs numériques cumulant pour l'industrie pétrolière les émissions de SO2 provenant de la combustion de fuel lourd et celles provenant d'autres sources. Le problème de la lutte contre la pollution soufrée à l'intérieur des raffineries se ramène ainsi : d'une part, à la recherche de progrès techniques, envisageables pour la conception et la réalisation des unités nouvelles (groupage d'installations et adoption de hautes cheminées, utilisation d'unités de récupération de soufre, etc.) ; d'autre part, dans l'adoption d'un quota dans les émissions de SO2 en fonction des besoins en combustibles nécessaires pour la marche de
d'anhydride sulfureux proviennent : — de la combustion de fuel lourd soufre (3 à 3,5 % S environ) ; — de la combustion de gaz de raffinerie (moins de 0,3 % S); — de la combustion ou de l'épuration de gaz acides contenant de l'HS venant principalement de l'hydrodésulfuration des gas-oils. Le tableau 1 contient des valeurs numériques cumulant pour l'industrie pétrolière les émissions de SO2 provenant de la combustion de fuel lourd et celles provenant d'autres sources. Le problème de la lutte contre la pollution soufrée à l'intérieur des raffineries se ramène ainsi : d'une part, à la recherche de progrès techniques, envisageables pour la conception et la réalisation des unités nouvelles (groupage d'installations et adoption de hautes cheminées, utilisation d'unités de récupération de soufre, etc.) ; d'autre part, dans l'adoption d'un quota dans les émissions de SO2 en fonction des besoins en combustibles nécessaires pour la marche de la raffinerie. Cela revient à limiter délibérément et volontairement les émissions et donc à les contrôler (mesure en continu de la concentration en SO2 dans les fumées de chacune des cheminées). Enfin, on peut penser que la mise au point d'un procédé de désulfuration de fumées et de récupération de soufre sur gaz de queue pourrait atteindre dans l'avenir un stade plus économique qu'actuellement et permettre d'opérer de nouvelles réductions des émissions d'oxydes de soufre. 3.2.3. Installations sidérurgiques a) Installations Solère Le bilan annuel de soufre établi par Solère pour la première étape de production de l'usine (3 MT de fonte par an) fait ressortir une quantité d'anhydride sulfureux rejetée à l'atmosphère d'environ 100 t/j SO2. On peut faire à ce sujet les observations suivantes : le circuit des matières et des fluides combustibles à l'intérieur de l'usine se présente sous une forme très complexe en raison de la multiplicité des distributions et reprises internes. Sous l'angle de la souplesse d'emploi des différents combustibles et des possibilités d'abaissement des émissions de SO2, les principales installations présentent les aspects suivants — la cokerie qui enfourne un charbon à 0,8 % de soufre en moyenne est chauffée par des batteries de fours