jeanflop/post_ocr_correction2 huggingface dataset:
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 abaisser la teneur moyenne en soufre des fuels). On suppose 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. 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
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. 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 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 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 type Nigeria — uniquement traités dans les raffineries simples — 40 % de bruts à moyenne teneur en soufre 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. (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 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 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
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 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 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 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
« 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 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 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 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.
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 « 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 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 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 :
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 % 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 : 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. 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 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
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. 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 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 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 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
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 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, 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 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
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 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 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 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
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 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 réglementation. Pour réduire les valeurs de la concentration au sol due aux centrales thermiques, deux procédés ont été utilisés jusqu'ici par Électricité de France : dispersion des émissions dans l'atmosphère en dotant les centrales de hautes cheminées ; réduction temporaire des émissions de SO2 par réduction de la puissance produite, ou utilisation de fuel-oil à basse teneur en soufre, lorsque les conditions atmosphériques s'avèrent impropres à assurer une dispersion correcte. D'autres possibilités complémentaires se présentent maintenant : — épuration des combustibles, soit par désulfuration en raffinerie, soit par gazéfaction sur le site; — épuration des fumées. Nous allons examiner successivement ces différentes voies en nous attachant à en donner une analyse objective. 1. Évolution du dioxyde de soufre émis dans l'atmosphère L'étude des réactions physico-chimiques entre les constituants des fumées des centrales thermiques et l'atmosphère, présente une importance capitale pour permettre de connaître leur évolution et notamment celle du dioxyde de soufre. En effet, après l'émission, les effluents gazeux sont l'objet de réactions chimiques complexes ainsi que d'une dilution importante. Le dioxyde de soufre est également absorbé par le sol, par les plantes et par la mer. Ces phénomènes n'ont pu à ce jour être précisés quantitativement par une expérimentation