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La production d’énergie au charbon pour la production de vapeur industrielle fait face à des défis uniques en matière de surveillance réglementaire concernant l’impact environnemental. La combustion du charbon génère des polluants atmosphériques, tels que des particules fines, du dioxyde de soufre (SO2) et des oxydes d’azote (NOx), qui sont coûteux à éliminer des émissions de gaz de combustion. De plus, la combustion du charbon émet plus de dioxyde de carbone que toute autre source de carburant. Il génère également des quantités substantielles de cendres du fond et de cendres volantes, qui sont souvent mélangées à de l’eau et ensuite déposées dans un ou plusieurs bassins de rétention répartis dans tout le pays. Le lixiviat des bassins de cendres, qui contient des métaux lourds et des métalloïdes, a entraîné la contamination des approvisionnements en eau de surface et souterraine. Par conséquent, des efforts sont en cours sur de nombreux sites pour drainer et déclasser les bassins de cendres.
De nombreuses centrales électriques au charbon demeurent en activité, en particulier en Asie. Les défenseurs de la capture et de la séquestration du carbone (CCS) maintiennent que le charbon reste un carburant de chaudière viable, principalement en raison de la capacité de la CCS à éliminer et à entreposer le CO2 sous terre, minimisant ainsi la libération de dioxyde de carbone. Par conséquent, ce chapitre examine les aspects clés de la chimie au coin du feu de la chaudière et les processus qui libèrent les impuretés pendant la combustion du charbon. De plus, ce chapitre explore les méthodes de contrôle potentielles pour minimiser les rejets de polluants du gaz naturel, le principal fossile de remplacement du charbon.
Le charbon est une matière végétale comprimée qui est transformée en un matériau à haute teneur en carbone sur des millions d’années. L’âge, le type de végétation et l’emplacement de la formation du gisement sont tous des facteurs importants dans la qualité d’un gisement de charbon4.
La végétation qui meurt sur un sol solide se décompose par les processus atmosphériques en dioxyde de carbone et en eau. Cependant, lorsque la végétation meurt dans un marais, un processus très différent se produit. Tout d’abord, les micro-organismes consomment de l’hydrogène et de l’oxygène, ce qui augmente la teneur en carbone. Ce mécanisme, connu sous le nom de phase biochimique de la coalification, est autolimitant, car l’action bactérienne génère des composés organiques qui finissent par devenir mortels pour les organismes eux-mêmes. Au fil du temps, la matière partiellement décomposée est superposée par d’autres matières, y compris plus de végétation et de sol. Ce processus produit deux effets principaux : Il place le matériau sous une pression croissante et déplace les dépôts plus profondément sous terre où les températures sont plus chaudes.4
La combinaison de la pression et de la chaleur entraîne une perte supplémentaire d’oxygène et d’hydrogène dans la phase géochimique de la coalification. Les résultats sont illustrés dans le tableau 1, qui montre la composition chimique primaire du bois jusqu’à l’anthracite, le charbon le plus mature4.
Tableau 5-1 – Concentrations générales de carbone, d’hydrogène et d’oxygène de divers charbons et précurseurs (Source : Référence 2)
|
Composition par % de poids (base sèche et sans cendres) |
|||
|
Matériau |
Carbone |
Hydrogène |
Oxygène |
|
Bois |
49 |
7 |
44 |
|
Tourbe |
60 |
6 |
34 |
|
Lignite |
70 |
5 |
25 |
|
Sous-bitumineux |
75 |
5 |
20 |
|
Bitumineux |
85 |
5 |
10 |
|
Anthracite |
94 |
3 |
3 |
En général, la teneur en carbone augmente à mesure que le charbon mûrit.
Les glucides complexes dans la végétation sont construits à partir des sucres et des amidons produits par la plante par photosynthèse5. Pendant le processus de coalification, certains composés se métamorphosent en molécules organiques de faible poids non liées à la structure principale du charbon. Les composés organiques plus petits, appelés composés volatils, se vaporisent à mesure que les températures augmentent. Les composés volatils sont progressivement expulsés pendant la coalification, ce qui entraîne des charbons de plus grande maturité présentant une teneur réduite en matière volatile6.
L’âge n’est pas toujours le principal facteur de maturité du charbon, car la pression et la température sont souvent plus importantes. Les charbons enfouis profondément et situés dans des endroits à haute température, comme une région d’activité volcanique, mûrissent à un rythme plus rapide que les charbons plus anciens soumis à moins de chaleur et de pression.
Tableau 5-2 – Classification du charbon par rang. Avec l’aimable autorisation de The Babcock & Wilcox Company.
Le tableau 5-3 montre les principales propriétés de certains charbons sélectionnés de partout aux États-Unis.
Tableau 5-3 – Propriétés de 16 charbons américains. Avec l’aimable autorisation de The Babcock & Wilcox Company.
Ce tableau présente certaines caractéristiques notables des différentes formes de charbon. Voici quelques exemples :
Bien que la production mondiale d’énergie au charbon soit en baisse, les effets résiduels de la technologie demeurent. La plus grande préoccupation est d’atténuer les impacts des matières potentiellement toxiques stockées dans les bassins de cendres et les eaux usées de désulfurisation des gaz de combustion humides (WFGD). D’où proviennent ces impuretés de charbon?
Bien que certaines impuretés s’accumulent pendant la phase de croissance végétale, beaucoup proviennent de sources externes, qui sont fortement influencées par l’emplacement géographique et les conditions environnementales pendant la formation de charbon. L’azote lié au carburant est le principal contributeur à la formation d’oxydes d’azote (NOx) pendant la combustion. Comme l'air (qui contient 78 % d'azote élémentaire (N2)) est utilisé pour la combustion, le NOx est formé par la réaction du N2 et de l'O2 dans la fournaise. Cependant, ce processus produit généralement moins de NOx que celui provenant de l’azote lié au carburant.
La tourbe présente une forte teneur en humidité. Cependant, même dans les charbons matures, comme les charbons bitumineux, de nombreuses fissures et crevasses permettent le passage de l’eau, la principale source d’impuretés. On croit que le sulfure de fer (FeS2), une impureté couramment trouvée, provient de marécages inondés d’eau saumâtre contenant des sulfates. La décomposition bactérienne anaérobie des sulfates a entraîné la formation de sulfures, qui se sont ensuite associés au fer. Le FeS2 est l’une des impuretés les plus problématiques dans de nombreux charbons bitumineux. Souvent, un lavage physique est utilisé pour réduire les concentrations de pyrite avant le transport du charbon vers la centrale électrique.
Le sol, comme de nombreux minéraux naturels, est composé de silicates métalliques complexes. Par conséquent, presque tous les charbons contiennent des quantités importantes de silicium et d’aluminium. Si le charbon est situé près de dépôts de calcaire, le calcium et le magnésium peuvent également atteindre des proportions relativement élevées. Certains des minéraux courants présents dans le charbon sont décrits ci-dessous.
Tableau 5-4 – Minéraux communs dans le charbon (extrait de la référence 3)
|
Composé |
Formule |
|
Kaolinite |
Al2O3∙2SiO2∙H2O |
|
Illite |
K2O∙3Al2O3∙6SiO2∙2H2O |
|
Muscovite |
K2O∙3Al2O3∙6SiO2∙2H2O |
|
Biotite |
K2O∙MgO∙Al2O3∙3SiO2∙H2O |
|
Orthoclase |
K2O∙Al2O3∙6SiO2 |
|
Albite |
Na2O∙Al2O3∙6SiO2 |
|
Calcite |
CaCO3 |
|
Dolomite |
CaCO3∙MgCO3 |
|
Siderite |
FeCO3 |
|
Pyrite |
FeS2 |
|
Gypse |
CaSO4∙2H2O |
|
Hématite |
Fe2O3 |
|
Magnétite |
Fe3O4 |
|
Rutile |
TiO2 |
|
Halite |
NaCl |
|
Sylvite |
KCl |
La production de cendres à grande échelle ajoute de la complexité à la combustion du charbon. Les minéraux énumérés dans le tableau ci-dessus, ainsi que d’autres, possèdent des points de fusion distincts qui sont affectés lorsque ces minéraux sont combinés. Ainsi, au plus fort de la construction de chaudières au charbon au milieu du XXe siècle, la conception et la taille des chaudières étaient basées sur le type de charbon à combustibler et les caractéristiques des cendres qui en résultent. Selon la combinaison de minéraux, les cendres peuvent présenter une chimie acide ou de base, ce qui influence l’encrassement et la corrosion au coin du feu.
Les trois types de chaudières à charbon les plus courants pour la production d’électricité étaient la conception à cyclone, à combustion murale, à crans à combustion tangentielle (à combustion en T). Dans les chaudières à cyclone, le charbon est broyé à la taille du maroquiné et injecté dans les barils de cyclone, l’emplacement de la combustion primaire. La plupart des cendres (jusqu’à 80 % dans certaines unités de cyclone) sont tapotées dans l’état de fusion à partir du fond de la chaudière, nommées cendre inférieure de manière appropriée. Ces cendres doivent être imprégnées d’eau avant d’être retirées de la chaudière. Les chaudières à combustion murale et à combustion en T utilisent du charbon pulvérisé en une fine poudre. La combustion dans ces unités a lieu directement dans la fournaise principale. Jusqu’à 80 % des cendres se détachent sous forme de cendres volantes, et le reste des cendres inférieures est retiré en tant que solide.
Les exigences de réduction des émissions de dioxyde de soufre ont entraîné des difficultés imprévues qui ont entravé bon nombre des unités de charbon bitumineux au cours du siècle dernier. Dans certaines usines, des récureuses humides (et parfois sèches) ont été installées pour éliminer le dioxyde de soufre (SO2). Cependant, dans de nombreuses installations, la direction de l’usine a opté pour une stratégie alternative, passant des charbons bitumineux à teneur élevée en soufre aux charbons du bassin de rivière en poudre (PRB) à faible teneur en soufre. Par conséquent, cela est devenu une grande source d’affaires pour les principaux chemins de fer de l’Ouest, qui ont commencé à transporter des millions de tonnes de charbon vers les centrales électriques du Midwest et de l’Est.
Cependant, le changement apporté au charbon PRB dans les chaudières conçues pour le charbon bitumineux a coûté cher. En plus des distances de transport beaucoup plus longues, le principal problème est né du changement des caractéristiques des cendres. Les cendres du PRB passent d’une phase solide à une phase complètement fondue sur une plage de température étroite, tandis que le changement est plus graduel pour les charbons bitumineux. De plus, bien que la teneur en cendres du charbon PRB soit relativement faible, le pourcentage de calcium est plus élevé. Ces facteurs, et d’autres, ont causé de graves problèmes d’affaissement dans de nombreuses unités de conception bitumineuse, et l’emploi d’entreprises spécialisées pour exploser des dépôts durs avec la dynamite n’était pas rare.
Bien que le charbon soit dérivé des restes biologiquement et chimiquement modifiés de la vie des plantes terrestres, l’huile provient des restes des organismes marins. Dans ce processus, les créatures marines enfouies dans la boue et le limon se décomposent sous la température et la pression pour produire des dépôts organiques. Dans ce cas, cependant, la composition distincte des organismes marins, contrairement à la végétation, entraîne la formation de molécules organiques plus petites qui sont ensuite liquéfiées. Souvent, le liquide a été filtré à travers les formations rocheuses et recueilli dans des poches. Ces poches étaient les sources des « goussets » que les prospecteurs américains trouvaient autrefois aux États-Unis et se trouvent encore dans d’autres régions du monde. Dans d’autres cas, le pétrole est devenu piégé dans les formations sédimentaires et est resté difficile à extraire jusqu’au développement de la technologie de fracturation hydraulique.
Le tableau 5 présente certaines propriétés de base des mazout.
Tableau 5-5 – Plages de spécifications du mazout. Avec l’aimable autorisation de The Babcock & Wilcox Company Company.
Comme il est évident, les huiles deviennent plus denses et plus visqueuses, passant du no 1 au no 6. Le mazout no 2 est un carburant courant pour l’extinction et le réchauffement des chaudières au charbon.
Le gaz naturel se trouve généralement dans les poches indépendantes ou associé aux champs de pétrole ou de charbon. Plus récemment, le développement de fracturation hydraulique horizontale, ou « fracturation », a ouvert de nombreux dépôts importants supplémentaires de gaz naturel et de pétrole qui étaient auparavant piégés dans les sédiments de schiste. Le principal composant du gaz naturel est le méthane (CH4), bien que le tableau 5-6 illustre la présence d’autres hydrocarbures, notamment l’éthane (C2H6), qui est le prochain composé de la série des alcanes.
Tableau 5-6 – Composition de plusieurs fournitures de gaz naturel. Avec l’aimable autorisation de The Babcock & Wilcox Company.
Le gaz naturel est devenu le combustible fossile principal pour la production d’énergie, car il est facile à manipuler, a une infrastructure de pipeline en place, brûle proprement et produit moins de polluants que les autres carburants. Parmi les combustibles fossiles primaires, le gaz naturel a la valeur de chauffage la plus élevée par unité de poids. Cela, ainsi que la grande augmentation des fournitures produites par le fracturation, a conduit à la prolifération des unités d’alimentation à cycle combiné, dont certaines fonctionnent au-delà de 60 % d’efficacité nette. Étant donné que le gaz naturel est un carburant propre tel que livré, les produits de combustion (cendre, scories) sont inexistants.
Les sous-produits de combustion solides sont souvent accompagnés de leurs propres difficultés. Par exemple, les conceptions de fournaises pourraient être uniquement basées sur des considérations de transfert de chaleur en l’absence de cendres3. Les minéraux inorganiques présents dans le carburant ne s’enflamment pas pendant le processus de combustion. Par conséquent, ils sont soit expulsés de la chaudière, soit s’accumulent sur les surfaces internes de la chaudière. En général, les centrales au charbon sont conçues autour des caractéristiques des cendres et des exigences d’élimination.
Le tableau 5-7 présente les analyses de carburant supplémentaires des charbons aux États-Unis et, pour la discussion dans cette section, illustre la chimie des cendres de ces charbons.
Tableau 5-7
Propriétés supplémentaires des charbons américains, y compris la composition des cendres
Avec l’aimable autorisation de The Babcock & Wilcox Company.
Les données révèlent plusieurs détails intéressants.
Tout d’abord, la teneur en cendres des deux charbons sous-bitumineux occidentaux est inférieure à celle de tous les autres charbons, bien que la teneur en cendres inférieure n’indique pas nécessairement moins d’encrassement.
Deuxièmement, tous les charbons contiennent des quantités importantes de silice et d’aluminium, qui proviennent des aluminosilicates complexes qui composent une grande partie de la croûte terrestre.
Troisièmement, il y a la teneur variable en fer, les métaux alcalins sodium et potassium et les métaux alcalins calcium et magnésium. Ces facteurs influencent de manière significative les températures de fonte des cendres et d’autres propriétés, qui influencent le limon et l’encrassement.
Quatrièmement, les concentrations variables de soufre. Séparés de la pollution atmosphérique, les composés de soufre jouent un rôle direct dans la corrosion des tubes de chaudière.
Les composants de cendre sont tous signalés comme des oxydes. Il s’agit de la méthode standard pour signaler les analyses de cendres, mais, comme le montre le tableau 5-5, les minéraux d’origine sont généralement plus complexes. Un élément initial à noter du tableau 5-6 est la définition de cendre bitumineuse et lignitique. Les cendres bitumineuses ont une concentration plus élevée d’oxyde ferrique que les oxydes de calcium et de magnésium combinés. La définition de cendre lignitique est l’inverse; la concentration d’oxyde ferrique est inférieure à la quantité combinée d’oxydes de calcium et de magnésium.
Lors de l’examen de la chimie des cendres et de son impact sur les chaudières, il est essentiel de tenir d’abord compte du concept de comportement de fonte des cendres, communément appelé fusibilité. L’ASTM a mis au point un test pour déterminer les caractéristiques de fonte des cendres. L’essai consiste à former un échantillon de cendres en une petite pyramide, à le soumettre à un chauffage contrôlé et à mesurer les caractéristiques de déformation. Les quatre paramètres sont la température initiale de déformation (IT), la température de ramollissement (ST), la température hémisphérique (HT) et la température du liquide (FT).
Figure 5.1 Caractéristiques de déformation des cendres pendant le chauffage.
Ces caractéristiques sont définies comme suit :
Le tableau 5-7 montre que les températures de fusibilité peuvent changer considérablement avec un passage de l’oxydation à la réduction des atmosphères. En général, cela est dû à la conversion du fer en divers états d’oxydation.
Ces données permettent d’examiner les caractéristiques d’encrassement et d’encrassement des cendres. L’esclavage est l’accumulation de dépôts sur les murs de la fournaise soumis à la chaleur rayonnante. L’encrassement est le dépôt de résidus de cendres sur des surfaces de chauffage convectives.
Figure 5.2 Régions typiques d’une chaudière pour le scories et l’encrassement. Avec l’aimable autorisation de The Babcock & Wilcox Company.
La formation de scories est directement influencée par les propriétés de fusibilité des cendres. La zone de combustion de la chaudière est la zone de chaleur la plus élevée, et les cendres sont souvent fondues dans cette région. Lorsqu’elle est complètement fondue, la cendre coule facilement. Cependant, la viscosité des cendres peut souvent augmenter considérablement avec une faible baisse de température. Les particules de cendres dans la plage de température IT-HT peuvent former des particules très adhésives qui adhèrent fermement aux parois du tube. Le légumement lourd réduit le transfert de chaleur dans les parois d’eau, ce qui augmente les températures du gaz de surchauffeur et de réchauffage. Le laitier peut s’étendre dans d’autres portées de la chaudière si le transfert de chaleur se dégrade dans la fournaise.
Chaque composé minéral contenu dans la cendre influence la fusibilité. Les interactions entre les minéraux compliquent davantage le problème.
Les minéraux formés pendant la combustion du charbon peuvent être classés comme basiques ou acides. Si ces minéraux étaient placés individuellement dans l’eau, ils produiraient des solutions qui sont basiques ou acides à divers degrés. Les minéraux de base sont le fer, le calcium, le magnésium, le sodium et les oxydes de potassium. Les minéraux acides sont la silice, l’alumine et le dioxyde de titane. Le rapport entre les minéraux basiques et acides présents dans les cendres influence considérablement les températures de fonte.
Le rapport silice/alumine influence également les températures de fonte. Lorsqu’elle est mélangée avec des partenaires de base, la silice a tendance à produire des températures de fonte des cendres plus basses que si le composant acide était l’alumine.
Un autre paramètre important est le rapport fer/calcium, où la portion d’oxyde ferrique (Fe2O3) du fer est prise en compte. L’action de flux entre le fer et le calcium est complexe, mais la tendance générale est que les rapports Fe2O3/CaO plus faibles ont tendance à réduire la température de ramollissement des cendres.
La dolomite est une forme répandue de calcaire où le calcium est considérablement supplémenté en magnésium. Il a un effet similaire avec le fer comme l’oxyde de calcium simple. Avec deux charbons d’une teneur de base similaire, celui dont le pourcentage de dolomite est plus élevé aura tendance à avoir des températures de fusion plus élevées.
Cette définition a été établie pour expliquer les effets du fer dans des conditions d’oxydation ou de réduction. Dans une chaudière cuite avec un excès d’air aux brûleurs principaux, la majeure partie du fer dans le charbon réagit à la formation de Fe2O3. Dans une atmosphère de réduction, comme dans une chaudière utilisant de l’air de surchauffe pour le contrôle des NOx, le fer présent dans la zone de réduction présentera la présence d’oxyde ferreux (FeO) et potentiellement de fer métallique (Fe). Ces composés abaissent les températures de fonte des cendres.
À mesure que le pourcentage de silice augmente par rapport aux autres agents de flux de fer, d’oxyde de calcium et d’oxyde de magnésium, la viscosité des cendres augmente.
Le sodium et le potassium réduisent les températures de fonte des cendres. Les alcalis sont importants en ce qui concerne l’encrassement du surchauffeur et du réchauffeur, comme indiqué dans la section suivante.
Comme il est évident, une grande variété de facteurs influencent les propriétés d’affaissement. Il est impossible de prédire complètement les propriétés de l’affaissement d’un charbon, bien qu’un ensemble de calculs pour l’évaluation du potentiel d’affaissement ait été développé2. Les efforts de contrôle des scories sont apparents dans la conception de la chaudière. Les unités Cyclone, qui ont gagné en popularité au cours des années 1960, ont été conçues pour générer des scories fondues dans les barils de cyclone et les sections inférieures de la chaudière. Le scories en fusion a ensuite été vidangé sous sa forme liquide dans un réservoir de scories rempli d’eau. C’est ce qu’on appelle le concept de fond humide (qui fait référence au scories en fusion et non au réservoir de scories rempli d’eau). Le ratio entre les cendres inférieures et les cendres volantes dans une unité de cyclone est d’environ 80 % à 20 %. La plupart des unités de charbon pulvérisé fonctionnent différemment. Les minuscules particules de charbon brûlent rapidement et les résidus de cendres fines sont transportés vers le haut avec le débit de la fournaise. Dans un système correctement conçu, la plupart des cendres qui entrent en contact avec les murs de la fournaise se sont déjà solidifiées et ne collent pas. Dans ces types d’unités, la distribution des cendres est essentiellement inversée, jusqu’à 80 % des cendres s’échappant sous forme de cendres volantes et environ 20 % étant recueillies sous forme de cendres inférieures. Comme les cendres du fond ne se déchargent pas dans un état fondu, elles sont connues sous le nom d’unités de fond sec.
L’encrassement est plus important dans le passage de convection de la chaudière, principalement dans les zones de surchauffe et de réchauffage. L’encrassement est causé par le dépôt de particules de cendres volantes sur les surfaces des tubes et des conduits. En l’absence de perturbations de la fournaise, les particules de cendres qui entrent dans le passage de convection devraient rester en forme solide et, à elles seules, ne devraient pas présenter une tendance importante à adhérer à l’équipement. Cependant, la combustion génère des composés alcalins volatils de sodium et de potassium qui se condensent sur les surfaces des tubes et les particules de cendres, ce qui leur donne des tendances d’adhérence beaucoup plus fortes.
La concentration de sodium et de potassium dans le gaz de combustion est liée à la façon dont ces deux éléments sont liés dans le carburant d’origine. Le sodium et le potassium combinés à des silicates ont tendance à rester stables tout au long du processus. Cependant, un pourcentage des alcalis existe sous forme de sels simples, principalement des chlorures, ou sont liés organiquement dans le charbon. Ces alcalis « actifs » se vaporisent pendant le processus de combustion et forment les oxydes Na2O et K2O. Les températures relativement basses dans le passage convectif de la chaudière permettent aux alcalis de se condenser.
En général, la majeure partie des alcalis actifs existe sous forme de sels de chlorure, donc une mesure de la teneur en chlore de charbon est une ligne directrice raisonnable pour déterminer le potentiel d’encrassement relatif.
Tableau 5-8 – Potentiel d’encrassement lié à la teneur en chlore de charbon et converti en sodium volatile
|
Potentiel d’encrassement |
Chlore ( %) |
Sodium équivalent ( %) |
|
Élevé |
> 0,5 |
> 0,33 |
|
Moyen |
0,3 |
0,2 |
|
Faible |
< 0,1 |
< 0,07 |
Une autre relation importante entre le sodium et l’encrassement est qu’une plus grande teneur en sodium actif augmente la force des dépôts de cendres. La figure 5.3 ci-dessous montre que cela est vrai pour les cendres bitumineuses et les charbons de cendres lignitiques. Dans les deux cas, mais en particulier pour les cendres lignitiques, la force des cendres augmente considérablement avec l’augmentation de la teneur en oxyde de sodium.
Figures 5.3a et b. Influence du sodium actif sur la force de frittage des dépôts de cendres volantes. Avec l’aimable autorisation de The Babcock & Wilcox Company.
Une plus grande résistance au frittage équivaut à une difficulté croissante à éliminer les dépôts avec les souffleurs de suie. De plus, la résistance au frittage peut être grandement réduite en lavant le charbon pour réduire la concentration active d’alcalis.
L’encrassement de l’équipement et des surfaces de passage convectifs cause un certain nombre de problèmes. Les accumulations sur les tubes de surchauffeur réduisent l’efficacité du transfert de chaleur, mais les accumulations provoquent également le canalisation ou la « canalisation » du gaz de combustion. Cela augmente la vitesse linéaire à travers les zones ouvertes, ce qui peut entraîner une augmentation de l’érosion sur d’autres tubes. Il n’est pas rare que les défaillances des tubes soient causées par l’érosion des cendres. Une accumulation excessive de cendres entre les pendentifs de surchauffeur peut causer le pontage du matériau entre les sections du pendentif. Les dépôts de laitier et de cendres dans les sections supérieures de la partie radiante de la chaudière peuvent se détacher et endommager ou perforer les tubes de plancher de la fournaise lorsqu’ils frappent le fond.
L’accumulation de dépôts de cendres dans le passage convectif peut également avoir des effets indésirables du point de vue de la corrosion. Au fur et à mesure que les dépôts de cendres s’accumulent, les alcalis volatils et le trioxyde de soufre (SO3) produits pendant la combustion se diffusent à travers les cendres pour déclencher des réactions de corrosion. La figure 5.4 illustre un exemple de la morphologie d’un dépôt de corrosion de cendres de charbon.
Figure 5.4 Exemple de morphologie d’un dépôt de cendres sur un tube de surchauffe en acier inoxydable. Avec l’aimable autorisation de The Babcock & Wilcox Company.
Vous trouverez ci-dessous deux réactions qui illustrent comment les dépôts peuvent s’accumuler et entraîner la corrosion du métal du tube :
| 3K2SO4 + Fe2O3 + 3SO3 → 2K3Fe(SO4)3 | Éq. 1 |
| K2SO4 + Al2O3 + 3SO3 → 2KAl(SO4)2 | Éq. 2 |
Alors que le sodium est le principal coupable de la formation et de la résistance des dépôts, le potassium semble être le principal alcali qui déclenche les réactions de corrosion. Dans cet exemple, trois couches se sont développées. La première est une couche extérieure, qui est principalement une cendres volante. La couche intermédiaire est de couleur blanche à jaune et montre une augmentation marquée de la concentration de potassium et de SO3. Comme l’illustre la figure, cette couche a remplacé le métal du tube d’origine. La couche interne est une mince bande noire située à la surface du tube et est le site de corrosion active. La teneur en fer est élevée en raison de sa proximité avec le métal de base, et les composés de cette couche comprennent des sulfures de fer et des sulfates.
Contrairement à ces exemples d’encrassement et de corrosion à haute température, la corrosion à basse température des réchauffeurs d’air et des conduits de sortie se produira si la température du gaz de combustion descend sous le point de rosée acide. Une petite quantité de soufre brûlé dans la chaudière se convertit en SO3. Si la température chute trop bas à l’arrière de la chaudière, le SO3 se combinera à l’humidité pour produire de l’acide sulfurique, H2SO4. Bien que la concentration d’acide sulfurique puisse être minime, le liquide est assez corrosif pour l’acier au carbone. Les températures du gaz de sortie doivent être maintenues au-dessus de la température du point de rosée par le passage arrière de la chaudière (et le précipitateur électrostatique si l’unité en a un) pour éviter la corrosion.
L’huile contient beaucoup moins de minéraux que le charbon, ce qui entraîne des problèmes moins complexes de dépôt de cendres d’huile. Généralement, la cendre d’huile ne cause pas la corrosion des tubes de cloison d’eau. En raison des bassins de cendres à faible fusion, le surchauffeur et le réchauffeur sont souvent les zones problématiques. De plus, comme pour les produits de combustion du charbon, la corrosion de l’arrière-plan due à la corrosion du point de rosée acide est une possibilité.
La principale cause de la corrosion des cendres est le vanadium, qui provient des minéraux du sol et de la matière organique qui s’est décomposée pour former l’huile. Les huiles peuvent ne contenir pratiquement pas de vanadium jusqu’à près de 400 parties par million (ppm). Le vanadium libéré dans la combustion forme plusieurs oxydes, V2O3, V2O4 et V2O5. Ces oxydes se combinent aux sels alcalins pour former des composés à faible fusion qui s’accumulent sur les surfaces des tubes. L’équation 3 illustre une réaction typique.
| Na2SO4 + V2O5 → 2NaVO3 + SO3 | Éq. 3 |
Le point de fusion du NaVO3 est de 629 °C (1 165 °F). Les composés de sodium-vanadium à faibles points de fusion ont des effets corrosifs directs sur l’acier, et le taux de corrosion s’accélère avec l’augmentation de la température du métal. Les méthodes de contrôle comprennent la sélection d’huile à faible teneur en vanadium, la conception de chaudières pour réduire les températures métalliques, la mise en œuvre de conceptions efficaces de soufflerie de suie pour garder les tubes propres et l’utilisation d’additifs chimiques pour gérer la corrosion.
L’ajout de produits chimiques à l’alimentation en carburant est parfois utilisé pour réduire le scories et l’encrassement. Les additifs courants comprennent l’alumine et les composés de magnésium comme l’oxyde de magnésium. Ces composés modifient la chimie et le point de fusion des dépôts de cendres, ce qui les rend moins adhérents et plus faciles à enlever par la suie. L’alimentation par additif est plus courante dans les plantes qui sont passées du charbon bitumineux au charbon PRB.
Bien que les efforts de décarbonisation continuent de diminuer l’industrie de l’énergie fossile, en particulier les centrales au charbon, beaucoup resteront temporairement pour assurer la stabilité du réseau. La chimie au coin du feu est complexe, où les changements dans la source de carburant, les conditions opérationnelles et d’autres facteurs peuvent entraîner un scories, de l’encrassement et de la corrosion. La plupart des usines ont maintenant des instruments sophistiqués et des écrans d’ordinateur de salle de contrôle qui permettent aux opérateurs de surveiller les conditions dans l’ensemble de la chaudière et du trajet des gaz de combustion en aval. Cette technologie est d’une importance capitale pour un fonctionnement constant et fiable, en particulier à cette époque où même les grandes unités doivent régulièrement effectuer des cycles de charge ascendants et descendants.
Annexe 5-1
La première législation nationale sur la pollution atmosphérique aux États-Unis a été la Clean Air Act de 1963. Cette législation initiale a été conçue pour guider les États dans la gestion des problèmes de contrôle de la pollution atmosphérique. D’autres règlements ont été proposés et adoptés plus tard dans les années 1960, mais le tournant est arrivé avec la création de l’Environmental Protection Agency (EPA) en 1970 et l’adoption subséquente des modifications de la Clean Air Act (CAAA) en décembre de cette année.
L’EPA, sous l’autorité du Congrès, a été chargée d’élaborer les normes nationales de qualité de l’air ambiant (NAAQS), qui, avec l’adoption de la CAAA de 1990, ont évolué en la stipulation que chaque État serait responsable de répondre à la NAAQS pour six critères de polluants atmosphériques : l’oxyde d’azote, le dioxyde de soufre, le monoxyde de carbone, l’ozone, les particules et le plomb. Cette section examine trois des éléments de cette liste : oxydes d’azote, dioxyde de soufre et particules.
Le schéma suivant décrit les principales méthodes par lesquelles ces polluants sont éliminés du gaz de combustion des centrales au charbon.
Figure 5.1.1 Aperçu des principaux dispositifs de contrôle de la pollution de l’air dans une chaudière au charbon. Avec l’aimable autorisation de The Babcock & Wilcox Company.
La progression est :
NOxest un élément principal de la pluie acide et contribue à la formation d’ozone au niveau du sol, en particulier dans les grandes villes où les polluants atmosphériques se concentrent. Le terme NOx est tout compris, car la combustion des combustibles fossiles produit plusieurs oxydes d’azote, notamment l’oxyde d’azote (NO) et le dioxyde d’azote (NO2). Un rapport typique de NO à NO2produit dans la fournaise est de 9 pour 1. Dans les usines équipées d’une récureuse au dioxyde de soufre, le NO2, qui est soluble dans l’eau, se purgera du gaz de combustion. Cependant, NON n’est que légèrement soluble, et comme il représente habituellement environ 90 % des NOx, le récurage n’est pas un processus de traitement efficace4.
Lorsque des oxydes d’azote pénètrent dans l’atmosphère, plusieurs problèmes surviennent. Le NOxparticipe à une série de réactions photochimiques complexes avec des composés organiques volatils qui produisent de l’ozone au niveau du sol (O3). Bien que le niveau élevé d’ozone dans l’atmosphère terrestre nous protège des radiations solaires nocives, l’ozone au niveau du sol cause des problèmes respiratoires, en particulier chez les très jeunes, les personnes âgées, les fumeurs, les asthmatiques et les personnes ayant d’autres problèmes pulmonaires. Une fois libéré de la chaudière, une grande partie du NO se convertit en NO2, qui, comme sa contre-partie SO2, se combine à l’eau pour former un acide, dans ce cas-ci, l’acide nitrique (HNO3).
Les oxydes d’azote produits pendant la combustion du charbon sont généralement regroupés en deux catégories : NOx thermiqueet NOx de carburant. Les NOx thermiques sont générés par la chaleur élevée de combustion et résultent de la réaction de l’azote atmosphérique (N2) et de l’oxygène (O2). Même dans les unités de charbon pulvérisé, les NOx thermiques peuvent ne représenter qu’un quart de toutes les NOxmissions, car les NOxformations thermiques ne deviennent pas remarquablement prononcées jusqu’à ce que les températures atteignent 2 800 oF. Une technique bien connue pour réduire la recirculation thermique des gaz de combustion NOxis, dans laquelle une partie du gaz de combustion est recyclée à l’entrée de la fournaise. Cela réduit légèrement les températures de la fournaise, mais suffisamment pour limiter considérablement la production de NOx thermique.
Le NOx de carburantest une histoire différente. La plupart de l’azote contenu dans le charbon est lié organiquement aux atomes de carbone, et ces liaisons sont beaucoup plus faciles à briser que celles du N2. Au fur et à mesure que le charbon s’enflamme, des atomes d’azote individuels sont libérés. Contrairement aux molécules, les atomes d’azote sont très réactifs et se fixent rapidement à l’oxygène.
Le contrôle de la formation et de la décharge d’oxyde d’azote se divise généralement en deux catégories : le contrôle simultané de la combustion et le contrôle post-combustion. Les brûleurs à faible teneur en NOx (LNB) et l’air de surchauffe (OFA) appartiennent à la première catégorie. La chimie détaillée de la méthodologie LNB et OFA est complexe, mais les bases sont les suivantes. Lorsque le charbon ou tout autre combustible fossile est brûlé avec un excès d’oxygène, la combustion de la teneur en carbone se poursuit jusqu’à l’achèvement, comme indiqué ci-dessous :
| C + O2 → CO2 | Éq. 1 |
Sur le plan énergétique, cette réaction est favorable et dégage une chaleur importante. Lorsque des quantités sous-stœchiométriques d’oxygène sont introduites dans le processus, une partie du charbon subit une oxydation partielle en monoxyde de carbone, laissant potentiellement du carbone non brûlé :
| C + ½O2 → CO | Éq. 2 |
Le monoxyde de carbone recherche les atomes d’oxygène pour compléter la réaction au dioxyde de carbone. Lorsque l’oxygène disponible est insuffisant, les molécules prennent l’oxygène des oxydes d’azote, qui sont la base derrière le LNB et l’OFA. Le carburant est initialement combustible dans un environnement pauvre en oxygène pour permettre la formation d’espèces de carbone réduites. Ces composés à teneur réduite en carbone éliminent l’oxygène des NOxet permettent aux atomes d’azote de se combiner en N2. La chimie devient complexe en raison du nombre élevé d’interactions moléculaires qui se produisent, même pendant la courte période pendant laquelle les molécules sont à l’avant du brûleur. Une molécule d’oxyde d’azote peut abandonner son ou ses atome(s) d’oxygène au carbone, uniquement pour se combiner à un autre oxygène. Ce processus peut se produire à plusieurs reprises avant que l’atome d’azote ne rencontre un autre atome d’azote pour former du N2. De nombreuses espèces chimiques intermédiaires sont produites pendant la combustion, et les interactions qui finissent par réduire les niveaux de NOx sont plutôt complexes. L'air restant pour la combustion est injecté à une élévation plus élevée dans la fournaise pour convertir le carbone non brûlé résiduel et le monoxyde de carbone en CO2.
Avec OFA, la zone de réduction des conditions entre les brûleurs et les ports OFA représente un problème fréquent. Pendant la combustion conventionnelle, l’excès d’air est injecté avec le carburant pour s’assurer que la majeure partie du carbone dans le charbon brûle jusqu’à son achèvement. L’excès d’air établit une atmosphère d’oxydation dans la fournaise où les tubes de la chaudière développent un revêtement d’oxyde. Dans les systèmes utilisant l’OFA, les produits de combustion situés entre les brûleurs principaux et les points d’alimentation de l’OFA contiennent des composés réducteurs, y compris des sulfures. Ceux-ci peuvent réagir avec le métal dans les parois du tube pour former des sulfures de fer qui ne sont pas protecteurs comme leurs oxydes homologues. La corrosion et l’écaillage du matériau du tube peuvent se produire dans l’environnement de réduction entre les brûleurs et les buses d’injection OFA.
La combinaison de brûleurs à faible teneur en NOx et d’OFA a démontré sa capacité à réduire les émissions de NOx à des niveaux proches de 0,15 lb/MBtu (0,064 kg/106 kJ). Un supplément courant à LNB/OFA est le contrôle post-combustion avec réduction catalytique sélective (RCS).
Figure 5.1.2 Schéma générique d’un système d’injection d’ammoniac et de couches de catalyseur pour un système RCS.
Les réactions typiques de RCS sont illustrées dans les deux équations suivantes.
| 4NO + 4NH3 → 4N2 + 6H2O | Éq. 3 |
| 2NO2 + 4NH3 + O2 → 3N2 + 6H2O | Éq. 4 |
L’ammoniac réagit avec le NOx pour générer de l’azote élémentaire, les réactions se produisant dans les lits de catalyseur fixe du flux de gaz de combustion. Une variété de matériaux sont viables pour servir de catalyseurs SCR, le plus souvent le dioxyde de titane, le pentoxyde de vanadium, les métaux précieux et les zéolites (aluminosilicates). La plage de fonctionnement idéale des catalyseurs métalliques de transition (titane, vanadium) est généralement de 450 oF à 850 oF, tandis que les zéolites fonctionnent à une plage de température plus élevée d’environ 850 oF à 1 050 oF. La configuration structurelle la plus courante est un catalyseur de type bloc fabriqué en configuration nid d’abeilles.
Figure 5.1.3 Bloc de catalyseur SCR en nid d’abeille. Avec l’aimable autorisation de The Babcock & Wilcox Company.
Le RCS introduit plusieurs facteurs de complication potentiels aux opérations de l’usine. Un excès d’ammoniac doit être ajouté pour réduire le NOx à de faibles niveaux. Une partie de l’ammoniac subira une oxydation en azote sur le lit du catalyseur; cependant, une partie de l’ammoniac passera à travers le lit sans réaction. Ce phénomène est appelé glissement de l’ammoniac. L’ammoniac est considéré comme une substance réglementée pour la prévention des accidents, car il peut réagir avec d’autres polluants pour former des particules fines.5 Une limite commune pour la décharge d’ammoniac dans les gaz de combustion est de 2 parties par million. Ces limites sont importantes pour maintenir la qualité des cendres volantes, en particulier si ces cendres sont ensuite utilisées comme additif dans les matériaux de construction.
Les catalyseurs SCR se dégradent graduellement pendant toute la durée de vie du matériau. L’étendue de l’empoisonnement du catalyseur variera en fonction de la composition du catalyseur et de sa teneur en arsenic, phosphore et autres éléments ou composés. Comme on pourrait s’y attendre, le lit du catalyseur principal (premier) s’évacue d’abord. Une méthode de remplacement courante consiste à déplacer tous les lits d’un endroit vers l’avant et à placer le nouveau lit de catalyseur à l’emplacement de suivi après le retrait du lit de plomb.
La réaction de l’ammoniac avec le trioxyde de soufre dans le gaz de combustion entraîne la formation de sulfate d’ammonium [(NH4)2SO4] et de bisulfate d’ammonium (NH4HSO4). Les deux composés contribuent à l’encrassement et à la corrosion de l’équipement en aval, en particulier des réchauffeurs d’air, le bisulfate d’ammonium étant particulièrement problématique. Un autre problème avec l’ammoniac provient de son entreposage sur le terrain de la plante. L’EPA classe l’ammoniac anhydre et l’ammoniac aqueux à une concentration égale ou supérieure à 20 % comme des substances toxiques réglementées. Par conséquent, la conversion de l’urée est devenue plus courante pour générer de l’ammoniac pour les systèmes RCS.
Figure 5.1.4 Structure chimique de l’urée.
L’urée est un produit chimique agricole qui peut être hydrolysé pour produire de l’ammoniac et du dioxyde de carbone. Les systèmes d’hydrolyse des centrales électriques permettent de produire de l’ammoniac par demande sans stockage d’ammoniac dangereux.
La matière particulaire a été l’un des premiers polluants des chaudières au charbon à être reconnu comme problématique. Le type de chaudière influence considérablement la formation de particules. Dans les chaudières à cyclone traditionnelles, la plupart des cendres (jusqu’à 80 %) sortent sous forme de cendres inférieures dans un état fondu, qui est ensuite solidifié dans un réservoir de laitier rempli d’eau. Le volume de cendres volantes est relativement faible dans les chaudières à cyclone. Peu de ces unités restent en raison de leur âge, de leur faible efficacité et de leur propension à produire de grandes quantités de NOx. Dans les unités de charbon pulvérisé, où jusqu’à 80 % des cendres peuvent sortir avec le gaz de combustion, les concentrations de particules sont assez élevées. Toutes les usines exigent la capture d’au moins 99 % de ces particules. Deux processus majeurs, la précipitation électrostatique et la collecte de filtres en tissu, ont été populaires pour le contrôle des particules.
Un schéma d’un précipité électrostatique (ESP) est inclus ci-dessous.
Figure 5.1.5 Schéma d’un ESP commun. Avec l’aimable autorisation de The Babcock & Wilcox Company.
Un potentiel électrique est induit entre les plaques de collecte et les électrodes solides (ou fils dans les unités plus anciennes), où un potentiel négatif est appliqué aux électrodes et un potentiel positif aux plaques. Lorsque le gaz de combustion passe à travers le précipitateur, les particules développent une charge électrique négative à partir des électrodes. Les particules sont ensuite attirées et s’accumulent sur les plaques. Les plaques sont régulièrement secouées (raclées) par des vibrateurs mécaniques, provoquant la chute des cendres au fond du précipité où elles sont recueillies dans les trémies pour être déchargées par le système d’élimination des cendres.
Pour ralentir la vitesse linéaire du gaz afin de s’assurer que les particules ont suffisamment de temps pour développer une charge, le ESP est beaucoup plus grand que le conduit de gaz de combustion d’entrée. Une vitesse d’entrée typique peut être de 60 pieds par seconde, tandis que le débit à travers le précipitateur ne peut être que de 4 à 5 pieds par seconde. Les ESP sont constitués d’une série de cellules dont l’efficacité d’élimination des cendres est d’environ 75 % par cellule. Lorsqu’il est combiné en série, il est possible de voir une efficacité globale de 99 %. La distance entre les plaques de collecte dans un ESP peut varier de 9 à 16 pouces, avec l’électrode négative uniformément centrée entre les plaques de collecte.
De nombreux facteurs influencent le rendement des précipitateurs, notamment :
Facteurs mécaniques affectant la performance :
Facteurs opérationnels ayant une incidence sur le rendement :
Une autre technique d’élimination des particules largement utilisée est la filtration des tissus, communément appelée cabanes à sacs. Dans ce processus, le gaz de combustion passe à travers un filtre en tissu à mailles fines et les particules s’accumulent d’un côté du filtre. Les vibrations périodiques délogent la cendre et tombent sur les trémies pour la collecte. La figure 5.1.6montre le contour générique d’un type populaire, le filtre en tissu à jet d’impulsion.
Figure 5.1.6 Schéma de base d’un dispositif de contrôle des particules du filtre à tissu à jet d’impulsion.
Les sacs sont montés sur des cadres métalliques dans le réservoir. Le gaz de combustion entre par le côté, est dévié et circule autour d’une plaque de chicane, puis passe à travers les sacs. Les cendres volantes restent à l’extérieur des sacs lorsque le gaz de combustion sort du haut du bâtiment. Périodiquement, un jet d’air est soufflé à travers les sacs pour déloger les cendres, qui tombent sur les trémies en dessous. Les étuis à sacs comportent généralement plusieurs compartiments, chacun contenant des rangées de filtres.
La redondance est incorporée en isolant automatiquement les compartiments individuels du flux de gaz de combustion, suivi d’un nettoyage par impulsions. Cela empêche la cendre d’être entraînée à nouveau dans le gaz de combustion. Le rapport tissu-air, le diamètre et la longueur du filtre et la température des gaz de combustion sont tous des facteurs que les ingénieurs de conception de la casse à sacs doivent prendre en compte. Des améliorations progressives de la conception du tissu permettent aux cabanes à sacs de fonctionner à des températures allant jusqu’à 500 oF. Bien que ces matériaux puissent résister à des températures élevées, ils sont toujours susceptibles aux incendies si du carbone non brûlé s’accumule dans le chiffon. Les incendies de casiers peuvent être extrêmement dangereux, en grande partie parce que l’ouverture de portes d’accès pour combattre le feu introduit de l’oxygène supplémentaire. De plus, lorsque de l’eau est pulvérisée sur le feu, les particules de charbon qui brûlent ont tendance à flotter. Pour cette raison, les systèmes de suppression de la mousse ou du CO2 sont plus adaptés pour combattre les incendies de cabane à bagages.
Comme la casse à sacs fonctionne comme un milieu filtrant, contrairement au processus de charge électrique d’un précipitateur électrostatique (ESP), son efficacité d’élimination reste constante dans diverses propriétés de cendres. Il s’agit d’un facteur important qui a augmenté la popularité de la cabane à sacs par rapport aux ESP.
À la suite de l’annonce des règlements originaux de la Clean Air Act (Loi sur la qualité de l’air, 1967) et des modifications subséquentes dans les années 1960 et 1970, de nombreuses usines devaient installer des récureuses pour éliminer le dioxyde de soufre des gaz de combustion des chaudières, en particulier si le désir était de continuer à utiliser du charbon bitumineux de l’Est et du Midwest.
Au départ, la méthode la plus populaire était le récurage à la lime humide. Un schéma de flux générique d’une récureuse à lime humide de type vaporisateur est fourni ci-dessous.
Figure 5.1.7 Schéma général d’un récureur à oxydation à air forcé de type vaporisateur à lime humide.
Ce processus illustre une réaction chimique aqueuse à base d’acide mise en œuvre à l’échelle industrielle. Contrairement à la plupart des expériences de laboratoire, cependant, l’acide et la base n’existent pas initialement sous forme liquide. Le SO2 est un gaz et le calcaire est un solide, de sorte que des étapes supplémentaires sont nécessaires pour induire et maximiser les réactions chimiques.
Le dioxyde de soufre est d’abord absorbé dans la phase liquide lorsqu’il entre en contact avec les pulvérisations de boues.
| SO2 + H2O �. TAILLE H2SO3 | Éq. 5 |
Certains chimistes théoriques affirment que le véritable H2SO3 n’existe pas, affirmant plutôt que le SO2 conserve son caractère moléculaire et est entouré de molécules d’eau. Cependant, lorsque SO2est ajouté à l’eau, le pH chute, ce qui indique que Eq. 5 est correct et que la réaction de dissociation suivante est exacte.
| H2SO3 � DE TYPE « H+ » + HSO3– � DE TYPE « H+ » + SO32– | Éq. 6 |
Un autre argument pour la formation d’ions H2SO3et de ses produits dissociés, le bisulfite (HSO3–) et le sulfite (SO32–), est basé sur l’observation que le carbonate de calcium (CaCO3), le principal composant du calcaire, n’est que légèrement soluble dans l’eau, mais se dissoudra presque complètement dans des systèmes de récurage bien conçus.
| CaCO3+ H+→Ca2++ HCO3– | Éq. 7 |
La combinaison des Éq. 5, 6 et 7 illustre le processus de récurage fondamental.
| CaCO3 + 2H+ + SO32– → Ca2+ + SO32– + H2O + CO2↑ | Éq. 8 |
En l’absence de tout autre réactif, les ions calcium et sulfite précipiteront sous forme d’hémihydrate, où l’eau est incluse dans le treillis cristallin du sous-produit de l’épurateur.
| Ca2++ SO32–+ ½H2O→CaSO3·½H2O↓ | Éq. 9 |
Le bon fonctionnement d’une récureuse dépend de l’efficacité des réactions énumérées ci-dessus. Le contrôle du pH avec l’alimentation en réactif est particulièrement important. De nombreuses récureuses à lime humide fonctionnent à un pH de solution d’environ 5,6 à 5,8. Une solution de récurage trop acide entrave le transfert du SO2 du gaz au liquide. Inversement, si le pH augmente à 6,0 ou plus, cela indique une suralimentation en calcaire.
L’oxygène dans le gaz de combustion influence considérablement la chimie. Les ions bisulfite et sulfite aqueux réagissent avec l’oxygène pour produire des ions sulfate (SO42–).
| 2SO32– + O2 → 2SO42– | Éq. 10 |
Environ le premier 15 mole pour cent des ions sulfate coprécipité avec du sulfite pour former du sulfite de calcium-sulfate hémihydraté [(0,85CaSO3·0,15CaSO4)·½H2O]. Tout sulfate au-dessus du rapport de 15 pour cent de grain de beauté précipite avec du calcium sous forme de gypse (CaSO4·2H2O).
| Ca2++ SO42–+ 2H2O→CaSO4·2H2O↓ | Éq. 11 |
Le contrôle de la chimie de la récureuse offre des défis, en particulier dans les tours de pulvérisation qui ont des dispositifs internes, comme l’emballage, pour améliorer le contact gaz-liquide. L'expérience opérationnelle a démontré que le maintien d'un état entièrement oxydé (sans sulfite de calcium-sulfate hémihydraté dans la boue de récurage) ou d'un état entièrement non oxydé (sans gypse dans la boue) minimise l'entartrage des composants internes de la récureuse. Si la boue est partiellement oxydée, la solution peut passer autour du point de saturation en sulfate de calcium, ce qui peut entraîner des accumulations de gypse tenace. Les caractéristiques de manipulation et la valeur commerciale du solide sont des facteurs supplémentaires qui influencent le choix entre un sous-produit oxydé ou non oxydé. Le sulfite de calcium-sulfate hémihydraté est un matériau mou qui a tendance à retenir l'eau, mais il a peu de valeur comme produit chimique. Pour cette raison, la plupart des récureuses sont équipées de systèmes d’oxydation à air forcé pour mener les Éq. 10 et 11 à terme. Un système d’oxydation correctement conçu convertira tout le sulfite en sulfate.
La préparation du produit pour la vente ou l’élimination à sec nécessite un séchage sur un tambour sous vide ou un filtre à courroie, souvent combiné à un lavage à l’eau douce pour éliminer les chlorures dissous. L’oxydation forcée entraîne généralement la formation de cristaux de gypse plats qui déshydratent efficacement. Ce processus produit un matériau semblable à un gâteau avec une teneur en humidité libre allant de 10 % à 15 %.
Figure 5.1.8 Un filtre rotatif à vide pour fût en fonctionnement en retirant le « gâteau » de gypse. Photo gracieuseté de City Water, Light & Power.
Le tambour de la Figure 5.1.8 est muni d’un vide interne appliqué mécaniquement. Lorsque le tambour tourne à travers le sous-produit de boue dans la cuve inférieure, les solides adhèrent au chiffon du filtre. Pendant ce temps, le liquide passe à travers le chiffon filtrant pour le ramassage et la réutilisation dans la récureuse ou l’élimination. Le tambour tourne dans le sens antihoraire dans le spectacle de vue, mais il n’est pas illustré un linteau de lavage à l’eau douce sur le côté éloigné situé juste au-dessus de la cuve. Le jet d’eau réduit la teneur en chlorure du gypse à moins de 200 mg/L, une exigence du fabricant de panneaux muraux. Dans certains cas, le fabricant peut spécifier une limite de chlorure de 100 mg/L, ce qui peut nécessiter un lavage supplémentaire.
Lorsque la vente de sous-produits n’est pas possible, l’oxydation forcée demeure la méthode privilégiée en raison de la manipulation simple du gypse par rapport aux matériaux inhibés ou partiellement oxydés. Le gypse séché peut facilement être chargé dans des camions à benne basculante pour être jeté dans une décharge.
Si le réactif calcaire réagit mal dans le système, une suralimentation est nécessaire pour une élimination adéquate du SO2, ce qui entraîne une utilisation excessive du réactif. Les facteurs qui influencent l’utilisation comprennent la qualité et la réactivité du calcaire, la taille du meulage du calcaire, le temps de résidence du réactif dans le système de récurage et la performance des dispositifs de séparation des boues.
La taille de la mouture du calcaire a toujours été un facteur essentiel pour déterminer l’efficacité des processus de désulfurisation des gaz de combustion (FGD). Dans les conceptions précoces de la récureuse, les spécifications nécessitaient souvent que seulement 70 % du calcaire de sol passe à travers un écran de 200 mailles (79 divisions par cm), tel que déterminé par des essais en laboratoire. Cependant, il est rapidement devenu évident qu’une mouture plus fine était nécessaire pour assurer une efficacité de récurage maximale. La ligne directrice a évolué pour atteindre, dans de nombreux cas, 90 % à travers un écran de 325 mailles (128 divisions par cm). La mouture plus fine augmente la surface du calcaire de près des deux tiers.
La méthode standard de meulage du calcaire consiste à mélanger la matière première avec de l’eau dans de grands broyeurs à boulettes. Ces usines sont des cylindres horizontaux rotatifs doublés de caoutchouc et remplis de milliers de billes de fer. L’action continue des balles qui s’écrasent les unes contre les autres meule la pierre. En général, la boue brute des usines à boulettes contient trop de particules grossières, de sorte que la décharge est acheminée à travers une banque d’hydrocyclones, comme illustré à la Figure 5.1.9.
Figure 5.1.9 Hydrocyclones pour la classification des particules de calcaire.
La boue de calcaire entre dans ces dispositifs stationnaires dans une ouverture tangentielle près du haut. La conception confère une action centripétale à la boue, forçant des particules de calcaire plus légères et plus réactives à travers le trop-plein vers la récureuse, tandis que des particules plus lourdes sortent par le sous-débit et sont acheminées vers les usines à boulets. Les hydrocyclones sont équipés de détecteurs de vortex, similaires aux plaques d’orifice, sur les conduites de trop-plein et de trop-plein. Cette conception permet de changer facilement le filtre pour ajuster la taille des particules sortant de chaque port.
La composition chimique du réactif a une grande influence sur l'efficacité de la récureuse. Les calcaires contenant 94 % ou plus de carbonate de calcium sont généralement assez réactifs, compte tenu de la taille de meulage appropriée. Cependant, toutes les usines ne sont pas situées près de sources de haute qualité. Souvent, une pierre peut contenir plus de 90 % de carbonate total, dont 10 % ou plus sous forme de dolomite (MgCO3·CaCO3), où le magnésium est lié au calcium dans le treillis de cristal. Alors que le MgCO3 pur se dissout rapidement dans les solutions de récurage et fournit une alcalinité liquide, le dolomite est plutôt non réactif et a tendance à passer à travers le système sans contact.
Les problèmes de calcaire à faible réactivité ou de teneur élevée en SO2 dans le gaz de combustion peuvent être résolus avec l’utilisation d’additifs chimiques pour augmenter l’alcalinité. L’acide adipique (acide hexanénioïque), représenté à la figure 5.1.10, était autrefois un additif organique privilégié, ainsi que l’acide dibasique (DBA) moins raffiné, un mélange d’acides adipeux, glutariques et succiniques.
Figure 5.1.10 Structure de l’acide adipique.
Ces produits chimiques augmentent l’alcalinité de la phase liquide et fournissent un tampon à la liqueur de boue. Cependant, les coûts et la disponibilité ont été problématiques au cours des dernières années, en particulier aux États-Unis. Une autre formulation d’acide organique offerte par ChemTreat, qui a démontré une amélioration significative de la réactivité des calcaires, est maintenant disponible. Un indicateur de l’efficacité améliorée de cette chimie par rapport aux technologies plus anciennes est présenté dans les graphiques suivants.
Figures 5.1.11a et b Une comparaison des capacités de tamponnage des produits chimiques d'amélioration de la récureuse.
Le produit a une capacité tampon nettement plus élevée que le DBA lorsqu’il est titré avec des acides sulfuriques et chlorhydriques, et une capacité beaucoup plus élevée que les autres alternatives majeures, les acides formiques et lactiques. La capacité tampon est une propriété critique de ces produits.
L’utilisation correcte d’un additif peut potentiellement contribuer à des économies sur les plantes grâce à une utilisation améliorée du calcaire et à un récurage plus efficace. Il peut également offrir plus de flexibilité dans le choix de la source de charbon en permettant d’utiliser des charbons à teneur plus élevée en soufre, plutôt que des charbons à teneur plus faible en soufre qui doivent être transportés sur de longues distances.
La présence de traces inquiétantes de manganèse et de fer est un autre facteur qui peut influencer le rendement du calcaire, bien qu’il apparaisse le plus souvent dans des pierres de qualité inférieure. Des tests complets antérieurs de différents calcaires ont indiqué que le fer était responsable de deux problèmes majeurs : la formation de tartre catalysé par le fer dans les tours de récurage et la génération de particules d’oxyde de fer très fines qui encrassé le chiffon filtrant sous vide. Il faut faire preuve de prudence dans la sélection et l’utilisation des calcaires.
La conception de nombreux systèmes modernes minimise considérablement la formation de tartre. La technologie de pulvérisation s’est améliorée pour les applications de récureuse, et les tours de pulvérisation ouvertes sont courantes. La conception et l’alignement de la buse sont essentiels dans ces systèmes, car la taille des gouttelettes et les jets de pulvérisation doivent être optimisés pour fournir le meilleur contact et empêcher le canalisation du gaz de combustion. Les buses doivent également être conçues pour minimiser l’obstruction. Des matériaux comme des morceaux de tartre ou des garnitures de pompe en caoutchouc défectueuses peuvent facilement obstruer les buses, et malgré les meilleurs efforts de conception, certains bouchons peuvent toujours se produire.
L’élimination des particules avec les éliminateurs de brume est un autre problème important avec les systèmes de tour de pulvérisation. Sans une protection adéquate, les petites particules de boue s’entraîneront avec le gaz de combustion et s’écouleront de la récureuse. Des émissions de particules excessives peuvent encrasser les composants en aval et causer des écarts d’opacité au niveau de la pile. Les désembueurs sont généralement constitués d’un emballage à palettes à chevrons, situé au sommet des tours de récureuse. Lorsque le gaz de combustion passe à travers les aubes, les particules entrent en contact avec les lames et collent. Un lavage régulier avec de l’eau claire est une exigence pour prévenir les accumulations graves de solides sur les aubes. Bien que le lavage ne doive pas être continu, il doit être régulier. Les mesures de la pression différentielle autour des éliminateurs de brume, ou d’autres composants internes, sont nécessaires pour surveiller les accumulations de dépôts.
Un plus petit nombre de récureuses humides ont été construites avec de la chaux comme réactif. La chaux (CaO) est produite par la calcination du calcaire dans les fours.
| CaCO3+ chaleur→CaO + CO2↑ | Éq. 12 |
Pour de nombreuses applications industrielles, la chaux est hydratée avant l’administration pour produire de l’hydroxyde de calcium, qui est ensuite livré à l’usine.
| CaO + H2O→Ca(OH)2 | Éq. 13 |
Dans d’autres, la chaux est délivrée sous forme de CaO, souvent sous forme de « chaux maroquinée », et est ensuite hydratée à l’hydroxyde de calcium sur le site. La chaux non hydratée et hydratée réagit très rapidement avec les acides. Ainsi, les récureuses à chaux sont considérablement plus petites que leurs homologues à chaux. Le coût de la calcaire est beaucoup plus bas que celui de la calcaire, ce qui est la principale raison de la popularité de la technologie de la calcaire.
Le contrôle de la température dans l'ensemble de la fournaise est crucial, impliquant en grande partie la régulation des températures de surchauffe et de réchauffage de la vapeur pour s'assurer qu'elles restent constamment dans les plages recommandées, en particulier pendant le cycle de charge. Du côté du feu, une préoccupation clé est de minimiser la corrosion par point de rosée acide dans les sections éloignées de la passe arrière de la chaudière. Les générateurs de vapeur sont conçus pour maximiser le transfert de chaleur et l’efficacité. Lorsque le gaz de combustion passe à travers les faisceaux de surchauffeur/réchauffeur, l’économiseur et le réchauffeur d’air, la température chute considérablement. Selon la teneur en dioxyde de soufre, certains SO2 peuvent commencer à se précipiter sous forme d’acide dans les conduits à des températures légèrement inférieures à 300 oF. Cet acide peut être très corrosif pour les conduits en acier au carbone, ce qui nécessite une surveillance attentive des températures à l'arrière de la fournaise.
La corrosion localisée à l'interface humide/sec de la récureuse représente un autre problème potentiellement problématique dans les unités avec des récureuses humides. Il s’agit de la zone à l’entrée de la récureuse où une brume de boue pénètre dans le conduit et forme un dépôt solide sur le réseau de conduits. Les dépôts peuvent emprisonner les impuretés en dessous, notamment les chlorures. Une corrosion grave sous le dépôt peut se produire. Une solution potentielle a été de recouvrir l’interface humide/sec avec des métaux plus exotiques, comme le titane, mais même ces matériaux peuvent subir de la corrosion.
Les grandes quantités d’eau consommées et le flux d’eaux usées relativement important produit sont les inconvénients graves des récureuses humides. Par conséquent, certaines technologies de récurage à sec ont émergé pour réduire l’utilisation et la production d’eau et d’eaux usées.
Figure 5.1.12un schéma de base d’une récureuse à séchoir par pulvérisation.
Figure 5.1.12b Vue en coupe d’un ensemble de buse de pulvérisation commun.
Les composants clés comprennent le déflecteur de chaux, l’absorbeur avec des atomiseurs qui convertissent la boue de chaux en petites gouttelettes uniformément étalées au point d’émission, et le collecteur de particules, généralement un dispositif de filtre de tissu. Fournir des gouttelettes qui ont suffisamment d’humidité pour absorber le SO2du gaz de combustion et compléter la réaction requise avec la chaux, mais qui sècheront également à la chaleur du gaz de combustion de sorte que les particules solides complètement sèches arrivent au collecteur de particules est essentiel à ce processus.
La capacité d’intégrer des méthodes d’élimination du mercure dans le processus de récurage à sec a été une caractéristique attrayante pour certaines plantes. Des détails supplémentaires sur cette technologie sont décrits dans la section suivante.
En plus des émissions atmosphériques, les impuretés nocives peuvent également sortir des centrales au charbon dans une variété de voies aqueuses, comme le montre la figure ci-dessous.
Figure 5.1.13 Schéma de base des voies disponibles pour les émissions des centrales électriques et des impuretés qui les accompagnent pour atteindre l’environnement.
Le produit de réaction initiale dans une récureuse à lime ou à lime humide est le sulfite de calcium hémihydraté, comme indiqué dans l’équation 9. Ce matériau n’a aucune valeur réelle et est difficile à assécher pour l’élimination. Par conséquent, la plupart des récureuses à lime ou à lime humide étaient équipées de systèmes d’oxydation à air forcé pour produire un sous-produit de gypse, comme indiqué précédemment dans l’équation 11. Dans de nombreux cas, le sous-produit a été d’une qualité suffisante pour être utilisé par l’industrie des panneaux muraux ou d’autres applications, bien que la décharge ait été la seule méthode d’élimination à certaines occasions. Bien que le gypse séché ne contienne généralement pas plus de 15 % d’humidité, l’exposition subséquente aux précipitations atmosphériques augmente le potentiel de transport des lixiviats dans l’environnement.
Un volume important d’eaux usées de DGM est produit par le purgeur de la récureuse, en grande partie par l’assèchement du sous-produit de gypse. Ces ruisseaux contiennent des concentrations importantes d’ions dissous, y compris le calcium, le magnésium, le chlorure, le sulfate et les métaux traces, potentiellement le mercure et le sélénium. Le retrait de ces composants des décharges de l’usine a souvent été le défi le plus difficile du récurage humide. L’élimination de la dureté peut être obtenue grâce à une clarification adoucissant la chaux; cependant, d’autres impuretés sont plus difficiles à éliminer. Par exemple, presque tous les sels de chlorure sont très solubles, ce qui rend presque impossible l’élimination du chlorure par des réactions de précipitation. Une méthode complexe et coûteuse d’élimination du chlorure, utilisée dans certaines usines dans des endroits arides, implique l’évaporation et la cristallisation. De tels systèmes consomment une quantité excessive d’énergie et nécessitent des matériaux exotiques et résistants à la corrosion dans certaines parties du processus.
Ces problèmes sont liés à la décharge potentielle de métaux traces ou de métalloïdes toxiques.
L’élimination des traces d’impuretés des récureuses humides et des bassins de cendres dans les installations d’exploitation et d’arrêt est une préoccupation importante. De nombreux étangs sont fermés pour empêcher la contamination de l’eau de surface et de l’eau souterraine par ces fourreaux. Le tableau ci-dessous décrit les quatre paramètres prioritaires, le sélénium, l’arsenic, le mercure et le nitrate/nitrite, qui doivent être placés dans les « Directives de limitation des effluents » de l’EPA pour les eaux usées du WFGD.
Tableau 5.1.1 (Source : Lignes directrices de l’Environmental Protection Agency)
Le sélénium existe généralement dans deux états oxydés dans les eaux usées du DGD : sélénite (SeO3) et sélénate (SeO4). Ce dernier a tendance à prédominer dans les systèmes oxydés par air forcé. La meilleure technologie disponible (BAT) de l’EPA pour l’élimination du forsélénium a été le traitement biologique par adsorption des composés de sélénium oxydés sur un substrat organique, avec une digestion subséquente des oxydes de sélénium par des microorganismes qui convertissent les composés en sélénium élémentaire retenu par les microbes. Ces systèmes sont très grands et coûteux, et nécessitent l’élimination périodique des organismes usagés et le réapprovisionnement des substrats microbiologiques.
Au-delà des problèmes liés aux eaux usées du DGM, les traces de métaux et les métalloïdes dans les bassins de cendres des usines opérationnelles et fermées sont une préoccupation supplémentaire. Dans plusieurs incidents bien publiés, de grandes quantités de cendres et d’eau ont été accidentellement libérées dans l’environnement, ce qui a attiré une attention accrue à ce problème. En plus de ces incidents, cependant, l’assainissement des étangs ne permet pas que l’eau soit directement drainée vers un plan d’eau récepteur comme une rivière ou un lac.Un traitement rigoureux[i]peut être nécessaire avant que les étangs puissent être drainés et fermés.
Le processus physico-chimique breveté de ChemTreat pour l’élimination du sélénium[j]utilise des équipements de traitement de l’eau traditionnels comme la clarification, qui était auparavant inefficace en raison des interférences des ions concurrents. (Voir le brevet américain n° 11,066,313 B1, Méthodes pour retirer les anions de l’eau.) Les avancées modernes en chimie ont permis des réactions de précipitation qui assurent la séquestration du sélénium sous forme de déchets solides, permettant leur élimination sécurisée dans les sites d’enfouissement. Les données des essais de la Toxicity Characteristic Leaching Procedure (TCLP) jusqu’à présent ont indiqué que les solides générés par ces processus présentent une stabilité significative.
La production de mercure pendant la combustion du charbon et les méthodologies de son atténuation représentent un processus complexe, les principaux problèmes provenant de l’étape de combustion. Bien que les charbons contiennent de petites quantités de mercure, leur toxicité élevée entraîne des réglementations sur les émissions atmosphériques exigeant une quantité extrêmement faible de rejet de gaz de combustion. Les règlements MATS, mis en vigueur en 2011, prévoyaient essentiellement une réduction de 90 % des émissions de mercure provenant des piles de centrales électriques. Malgré les efforts déployés par l’administration Trump pour assouplir la réglementation, la majorité des usines avaient déjà adopté des mesures pour atténuer les émissions de mercure.
L’oxydation naturelle ou artificielle de l’élément est essentielle à l’élimination du mercure des gaz de combustion. De nombreux charbons bitumineux contiennent une quantité relativement importante de chlore, qui, lorsqu’il est libéré pendant la combustion, oxydera le mercure de son état élémentaire (Hg0) à un état oxydé (Hg2+). Le mercure oxydé s’échappe du gaz de combustion dans les récureuses. Les charbons sous-bitumineux, comme ceux du bassin de la rivière Powder, contiennent beaucoup moins de chlore. Ainsi, la majeure partie du mercure demeure sous forme élémentaire. Comme le mercure élémentaire n'est pas absorbé par les réactifs de la récureuse, il passe à travers la solution de récurage. La vaporisation d’une solution de sel, souvent du bromure de sodium, sur du charbon à un endroit sur le système de convoyeur, ou l’injection de charbon actif contenant du bromure dans le gaz de combustion des systèmes avec des récureuses sèches sont des techniques courantes utilisées pour oxyder le mercure.
L’une des conséquences de la capture du mercure par récurage humide est que l’élément est simplement transféré de son état gazeux à une phase liquide, sans être rendu écologique. Cependant, une chimie a été développée qui peut être utilisée dans les systèmes de traitement des eaux usées pour capturer le mercure et le lier fermement aux solides des sous-produits. Cette chimie, en plus des méthodes qui capturent l’arsenic et éliminent les nitrates, a été intégrée à la technologie d’élimination du sélénium décrite ci-dessus. Ensemble, ils offrent un processus complet pour la manipulation des impuretés indiquées dans le tableau 5.1.1.
Avec la réduction de l’énergie au charbon entraînée par des facteurs environnementaux et économiques, les principales solutions de rechange sont devenues des énergies renouvelables et une production au gaz naturel, en particulier dans des configurations de cycle simples et combinées. Les unités à cycle simple dépendent d’une turbine à combustion (semblable aux moteurs d’aéronef) pour l’alimentation principale (le cycle Brayton), avec un cycle combiné comprenant un ou plusieurs générateurs de vapeur de récupération de chaleur (HRSG). Les HRSG utilisent la chaleur d’échappement de la ou des turbine(s) à combustion pour générer de la vapeur qui alimente les turbines à vapeur (le cycle de Rankine). Les unités modernes à cycle combiné peuvent fonctionner à des efficacités nettes de 60 % ou légèrement plus élevées, ce qui est significativement plus important que l’unité au charbon la plus efficace. Ces gains d’efficacité élevés ont mené à une prépondérance de l’installation d’usines à cycle combiné au cours des deux premières décennies de ce siècle.
Le gaz naturel est un carburant très propre, éliminant ainsi les défis liés aux cendres et les nombreux problèmes d’émissions associés aux chaudières au charbon. Cependant, le NOxet le monoxyde de carbone sont deux polluants primaires qui doivent toujours être traités avec la technologie de turbine à combustion. Contrairement à la combustion du charbon, pratiquement tous les NOx produits par les turbines à combustion sont des NOx thermiques, dans lesquels les températures élevées dans les combustors de turbine induisent une réaction entre l’oxygène élémentaire et l’azote dans l’alimentation en air comprimé. Pour les unités à cycle simple, l’injection d’un petit jet d’eau ou de vapeur de haute pureté à des températures de combustion légèrement inférieures est une méthode courante. Les unités à cycle combiné utilisent souvent le RCS, semblable à la conception décrite ci-dessus, pour le contrôle des NOx, avec l’ammoniac comme réactif. Bien que le gaz naturel ne contienne pas les poisons catalyseurs couramment présents dans le charbon, la dégradation du catalyseur se produira toujours. Deux sources potentielles de poisons comprennent le sodium et le phosphore. « La première peut pénétrer dans le flux de gaz à partir de (1) l’eau injectée dans le moteur pour le contrôle du NOx ou l’amplification de puissance, (2) l’eau hors spécification utilisée dans la production d’ammoniac aqueux et (3) les sources ambiantes pour les unités situées près du littoral. Le phosphore provient de l’huile de graissage qui se retrouve dans le flux d’échappement GT de la [éolienne à gaz]. »3
L’inclusion d’un lit catalyseur pour oxyder le CO résiduel en CO2 est également courante pour les GRH. Le placement des lits CO et NOxcatalyseur dans les faisceaux d’évaporateur et de surchauffeur/réchauffeur du générateur de vapeur à haute température peut varier selon la plage de température idéale du catalyseur.
Annexe 5-2
Les chaudières au charbon électriques et industrielles sont parmi les sources d’émissions atmosphériques les plus fortement réglementées en raison de leur production importante de polluants atmosphériques. Cependant, d’autres procédés industriels produisent également des émissions gazeusesqui nécessitent un traitement, ce qui permet souvent au gaz d’être réutilisé dans l’installation ou converti en un produit utile. Il faut toujours tenir compte du fait que le processus d’élimination des polluants des gaz de combustion ou d’autres émissions convertit ces substances sous forme liquide ou solide. Bien que bon nombre de ces sous-produits soient moins dangereux que le polluant original, ils doivent tout de même être manipulés ou éliminés avec soin.
L’annexe 5-1 donne un aperçu des méthodes d’élimination des particules propres à l’industrie énergétique, bien que des méthodes similaires puissent s’appliquer dans d’autres installations. Un exemple notable est le contrôle des particules des fournaises d’aciérie. Envisager le fonctionnement de la fournaise à air pulsé, par exemple. Bien que le nombre de générateurs d'air chaud ait chuté de façon précipitante au fil des ans, ils sont toujours au cœur des usines intégrées. Pour produire un lot d’acier fondu pour un raffinement supplémentaire lors de chaque « chaleur », la charge de la fournaise comprend du coke et du calcaire pour éliminer l’oxygène du minerai de fer et recueillir les impuretés sous forme de scories qui peuvent être drainées. L'échappement gazeux par le haut de la fournaise contient du monoxyde de carbone (CO) et du dioxyde de carbone (CO2). Étant donné que le monoxyde de carbone n’est pas entièrement oxydé, le gaz éteint sert de carburant précieux pour les générateurs de vapeur basse pression dans l’usine. Cependant, le gaz doit être nettoyé des particules avant toute utilisation ultérieure. En général, ces particules sont constituées de calcaire, de coke et de fines de minerai de fer. La précipitation électrostatique (ESP) est courante pour éliminer la majeure partie des particules. Le récurage humide suit souvent l’ESP pour éliminer les particules résiduelles. Le flux de déchets de la récureuse humide doit être traité par des clarificateurs et des filtres pour éliminer les particules et les impuretés restantes, y compris les composés organiques comme les phénols qui peuvent être présents.
Les fournaises de sablage produisent du fer de porc, qui doit être raffiné en acier de qualité supérieure. Ce processus est généralement effectué dans les fournaises à oxygène de base (BOF). De plus, un certain nombre d’installations ont émergé qui produisent de l’acier à partir de ferraille dans les fours à arc électrique (FAP). Les gaz d’échappement des fournaises BOF et EAF contiennent également des particules. Le récurage humide, qui refroidit également les gaz d’échappement de la fournaise, est courant dans ces applications.
De nombreux procédés industriels produisent des gaz acides. Les exemples comprennent le décapage des métaux, la production directe d’acide et la combustion des déchets municipaux. Les acides les plus courants de ces processus comprennent le chlorhydrique (HCl), le sulfurique (H2SO4) et le fluorhydrique (HF). Plusieurs méthodes sont disponibles pour éliminer les acides. Une technique consiste à frotter le séchoir à vaporiser pour entrer en contact avec le gaz avec une fine vaporisation de boue de chaux qui convertit les acides en sels de calcium qui peuvent ensuite être recueillis dans un système de filtre à tissu. Une configuration de récureuse à séchoir par pulvérisation est illustrée à l’annexe 5-1.
Certains processus unitaires dans l’industrie de la raffinerie génèrent des flux de gaz complexes. L’hydrotraitement, en particulier, est effectué sur de nombreux flux d’effluents des tours de distillation atmosphériques et sous vide pour éliminer l’azote et surtout le soufre, ce qui pourrait contaminer les lits de catalyseur dans les unités de fissuration et de réforme suivantes. L’hydrogène élémentaire est mélangé avec l’alimentation du système, qui est ensuite chauffé et transporté vers le récipient de réaction. L’hydrotraitement produit de l’ammoniac (NH3) et du sulfure d’hydrogène (H2S), un composé hautement toxique. Cependant, le H2S peut être converti en produits utiles, comme indiqué dans cette annexe.
Les gaz d’échappement des hydrotraitants sont généralement récurés avec une solution d’amine.
AmineTreatingbyRaminagrobisis homologué en vertu de la CC BY-SA 4.0
Figure 5.2.1 Schéma de base de l’élimination du H2S (et du CO2) par récurage à l’amine.
L’amine maigre complétée par de l’eau d’appoint pénètre dans le haut du réservoir du réacteur (sur le côté gauche du diagramme) et élimine le gaz acide. La riche solution d’amine est ensuite introduite dans le régénérateur pour libérer le H2S et le CO2et récupérer l’amine pour la réutiliser.
Voici quelques-unes des amines utilisées pour ce processus :
Le processus Claus, reconnu pour son efficacité dans la production de soufre élémentaire, convertit le sulfure d’hydrogène émis par le « régénérateur » en un produit non toxique. Le flux de H2S est brûlé avec un flux d’air maigre pour convertir le tiers du sulfure d’hydrogène en dioxyde de soufre (SO2). Ce composé réagit alors partiellement avec le H2S restant comme suit :
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2H2S + SO2 → 2S + 2H2O |
Le gaz chaud est acheminé à travers un condenseur, où potentiellement jusqu’à 70 % du soufre initial est extrait sous forme de soufre élémentaire. Cependant, il reste des quantités substantielles de H2S et le gaz est généralement alimenté par deux ou trois unités de réchauffage/catalyseur qui convertissent la majeure partie du H2S restant en soufre élémentaire. Le soufre peut ensuite être expédié aux installations pour être converti en acide sulfurique, qui est le plus grand produit chimique de base du pays.
La technologie West Gas Sulfuric Acid (WSA), développée par Haldor Topsoe, est une alternative au processus Claus. Dans ce processus, le H2S est complètement combustible au SO2, qui est ensuite catalytiquement oxydé en trioxyde de soufre (SO3) et converti en H2SO4. Il s’agit d’une méthode plus directe pour produire de l’acide sulfurique que le processus Claus.
La chimie de l’amine élimine également le dioxyde de carbone des gaz de combustion ou des gaz de combustion des chaudières. Cette méthode a été présentée comme une solution pour une utilisation continue du charbon comme carburant pour les chaudières électriques. La technologie globale est connue sous le nom de capture et séquestration du carbone (SCC), où jusqu’à 90 % du CO2 est converti en un flux concentré et injecté sous terre pour séquestration. Dans certaines applications, le CO2est pompé dans les champs pétrolifères épuisés pour forcer le pétrole difficile à récupérer à la surface dans un processus connu sous le nom de récupération améliorée de l’huile (EOR). Des recherches supplémentaires sur le développement d’amines ou d’autres composés qui captent facilement le CO2, mais minimisent les besoins en chaleur pour la régénération, sont en cours. Combinée à l’EOR, la SCC peut offrir un incitatif économique à poursuivre une certaine production d’énergie au charbon.
La production de ciment est une autre industrie qui génère de grandes quantités de CO2. Environ 2/3 d’un mélange de ciment Portland se compose d’oxyde de calcium (Ca O), qui est généré par la décomposition du carbonate de calcium dans les fours.
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Chaleur Ca CO3+→Ca O + CO2↑ |
Plusieurs méthodes sont actuellement à l’étude pour réduire les émissions de CO2 provenant des usines de ciment, y compris les techniques d’intégration du CO2 dans les mélanges de béton, le remplacement partiel de la chaux par le cendres de chaudière à charbon et le laitier de fournaise à air pulsé, et l’utilisation potentielle de la technologie CCS susmentionnée.
Les poudres fines de sous-produit provenant de divers procédés industriels créent un risque d’incendie et d’explosion important dans de nombreuses installations. De plus, l’inhalation de ces particules fines par les travailleurs d’usine peut présenter un danger supplémentaire pour la santé. Voici des exemples de matériaux qui peuvent exister sous forme de particules fines ou être convertis en particules fines pour l’utilisation du procédé :
Le contrôle de la poussière est essentiel dans les installations où des particules sont générées. Un système de nettoyage à l’échelle de l’usine bien conçu peut être essentiel pour prévenir l’accumulation de poussière. Un système d’aspiration qui aspire les particules en suspension dans l’air dans un dispositif de filtrage central est un composant commun de ces systèmes. Ce dispositif de filtrage central pourrait être un filtre en tissu, ou une armoire à sacs, comparable à ceux mentionnés précédemment dans ce chapitre, mais fonctionnant à des conditions ambiantes. Les dépoussiéreurs à cartouche offrent une alternative pour les applications plus petites. Les dépoussiéreurs Cyclone sont également courants dans certaines installations, qu’ils soient autonomes ou en tant que préfiltres devant une cabane à sacs.
Figure 5.2.2 Collecteur de poussière de cyclone.
Ils sont souvent utilisés pour le déchargement et le transport du charbon dans les centrales électriques. Le récurage humide peut être la meilleure option pour les particules difficiles ou dangereuses.
En conclusion, l’environnement intérieur de nombreuses usines peut être dangereux. Bien qu’il soit courant de se concentrer sur le traitement des gaz émis par les procédés unitaires, il est également essentiel de maintenir une qualité d’air ambiant suffisante.
Président de Buecker & Associates, LLC
Brad Buecker est président de Buecker & Associates, LLC et a récemment occupé le poste de publiciste technique principal chez ChemTreat. Il a plus de quatre décennies d’expérience dans ou de soutien à l’industrie de l’énergie, dont une grande partie dans la chimie de génération de vapeur, le traitement de l’eau et le contrôle de la qualité de l’air. Buecker est titulaire d’une licence en chimie de l’Université d’État de l’Iowa. Il a rédigé ou co-écrit plus de 250 articles pour divers magazines techniques et écrit trois livres sur la chimie des centrales électriques et le contrôle de la pollution atmosphérique. Il siège au comité consultatif éditorial de la technologie de l’eau et est membre de l’ACS, de l’AIChE, de l’AIST, de l’ASME, de la NACE (aujourd’hui AMPP) et du comité de planification de l’atelier de chimie des services publics électriques.
Le manuel des essentiels de l’eau ChemTreat n’aurait pas été possible sans les contributions de nombreuses personnes. Voir la liste complète des contributeurs.
