Les centrales au charbon sont depuis toujours parmi les plus grandes sources fixes de pollution atmosphérique industrielle, dégageant un mélange complexe de dioxyde de soufre (SO2, d'oxydes d'azote (NOx), de particules fines (PM[2.5 et de PM[10]), de mercure et d'autres oligo-éléments dans l'atmosphère.Depuis des décennies, ces émissions ont contribué à la pluie acide, au smog urbain, aux maladies respiratoires et à la dégradation des écosystèmes.

Comprendre le défi de la pollution par la combustion du charbon

Le charbon est un combustible hétérogène contenant du carbone, de l'hydrogène, du soufre, de l'azote et des matières minérales. Lorsqu'il est brûlé, ces éléments subissent des transformations chimiques. Le soufre s'oxyde en SO2 et en petite fraction en SO3; l'azote dans l'air combustible et de combustion forme NO et NO2 collectivement appelé NO[x; la matière minérale incombustible devient des cendres volantes et des cendres de fond; et les métaux traces, y compris le mercure, sont vaporisés et partiellement capturés dans les cendres ou rejetés sous forme de vapeur.

Principaux polluants et leur impact sur l ' environnement

Le SO2 et le NOx sont des précurseurs de particules secondaires et d'ozone troposphérique. Le SO2 oxyde dans l'atmosphère pour former des aérosols sulfatés, qui dispersent la lumière et contribuent à la brume régionale. Le NO[x provoque la formation photochimique de smog et, lorsqu'elle est déposée, acidifie les sols et les eaux de surface.

Facteurs réglementaires de la réduction des émissions

Des règlements rigoureux comme le Programme des pluies acides [ de l'Agence américaine pour la protection de l'environnement, la Règle inter-États sur la qualité de l'air, les Normes sur le mercure et les toxiques atmosphériques (MATS) et la Directive sur les émissions industrielles de l'Union européenne ont créé des limites contraignantes pour le SO2, le NO[x, les PM et le mercure.

Technologies de base dans les systèmes avancés de réduction des émissions

Chaque unité cible une classe spécifique de polluants, et ses performances combinées permettent d'obtenir systématiquement des efficacités d'élimination supérieures à 99 % pour les particules et le SO[2, et à 90 % ou plus pour le NO[x et le mercure.

Déssulfuration des gaz de combustion (crubateurs)

Les systèmes de déssulfuration des gaz de combustion (DFG), communément appelés épurateurs, sont la principale technologie pour éliminer le dioxyde de soufre. Les épurateurs humides, le plus répandu, mettent le gaz de combustion en contact avec un calcaire ou un lisier de chaux dans une tour d'absorption. SO[2 se dissout dans le lisier et réagit avec le carbonate de calcium pour former du sulfate de calcium, qui est ensuite oxydé en sulfate de calcium dihydraté, ou gypse synthétique. Ce gypse est un sous-produit commercialisable utilisé dans les modifications de panneaux muraux, de ciment et de sol agricole. Les systèmes de FGD sec et semi-sécheux, qui utilisent un sécheur de chaux ou un épurateur à sec circulant, sont également déployés, particulièrement lorsque la disponibilité de l'eau est limitée ou lorsqu'un sous-produit sec est préféré.

Précipitateurs électrostatiques et filtres de tissus

Les particules chargées sont ensuite attirées par les plaques de collecte à la terre, où elles s'accumulent et sont périodiquement enlevées par des mécanismes de rap. Les particules modernes utilisent des alimentations de pointe, telles que l'énergisation des impulsions et le changement de fréquence, pour optimiser l'efficacité de charge dans des conditions de charge variables. Les filtres de tissus fonctionnent, en revanche, comme des sacs d'aspirateur géants : les gaz de combustion passent par des tubes de tissu tissés ou feutrés, et les particules sont capturées à la surface par des mécanismes d'impact, d'interception et de diffusion. Les maisons de sacs obtiennent généralement une efficacité de collecte plus élevée pour les particules fines (PM2,5) que les particules de sortie, avec des concentrations inférieures à 5 mg/Nm3. Elles sont de plus en plus favorisées dans de nouvelles installations et des aménagements, surtout lorsqu'elles sont combinées avec une injection sorbante pour le contrôle du mercure.

Réduction catalytique sélective

Dans le système SCR, l'ammoniac anhydre ou l'urée aqueuse est injecté dans le gaz de combustion en amont d'un lit de catalyseur. Le catalyseur, typiquement le pentoxyde de vanadium (V2O5) soutenu sur le dioxyde de titane (TiO2) avec des promoteurs de trioxyde de tungstène (WO3), facilite la réaction du NO[x[ avec de l'ammoniac pour former de l'azote moléculaire et de la vapeur d'eau. Le catalyseur fonctionne dans une fenêtre de température d'environ 300 à 420 °C, qui place le réacteur SCR entre l'économiseur et le chauffage à air dans un arrangement typique de chaudière.

Technologies de contrôle du mercure

Les émissions de mercure provenant de la combustion du charbon sont sous trois formes : élémentaire (Hg0), oxydé (Hg2+) et lié aux particules (Hgp. Le mercure oxydé et lié aux particules est facilement capté dans les épurateurs humides et les dispositifs de contrôle des particules, mais le mercure élémentaire est plus volatil et passe par l'équipement conventionnel. Pour remédier à cette situation, l'injection de carbone actif (ICI) est largement déployée. Le carbone actif en poudre est injecté dans le gaz de combustion en amont d'une serre à sacs ou d'un ESP. Les adsorbants de mercure sur la surface du carbone, et le composé de mercure du carbone est ensuite recueilli avec des cendres volantes.

Conception et optimisation intégrées du système

L'interdépendance de ces technologies exige une ingénierie minutieuse des systèmes. Par exemple, le glissement d'ammoniac d'un réacteur SCR peut réagir avec le SO3 dans le flux gazeux pour former du bisulfate d'ammonium, ce qui encrasse les surfaces du chauffage à air et augmente la chute de pression. De même, l'injection de carbone actif pour le contrôle du mercure peut dégrader la qualité des cendres volantes, ce qui affecte sa capacité de vente pour la production de béton.

Considérations opérationnelles et économiques

Bien que les systèmes avancés de réduction des émissions soient techniquement matures et très efficaces, leur déploiement implique des investissements considérables en capital et des coûts d'exploitation permanents.Les propriétaires d'usines doivent évaluer ces coûts en fonction des exigences réglementaires, de la qualité du combustible, de la taille de l'usine, du reste de la vie unitaire et des conditions du marché de l'électricité local.

Coûts d'immobilisation et d'exploitation

Les coûts d'exploitation comprennent la consommation de calcaire, d'ammoniac ou d'urée, le charbon actif, l'électricité pour les ventilateurs et les pompes, le remplacement des catalyseurs tous les 8 à 12 ans, l'élimination des déchets ou la manutention des sous-produits. La consommation d'eau est une préoccupation importante pour les systèmes de DGF humides, avec une unité de 500 MW typique nécessitant plusieurs milliers de gallons par minute pour le maquillage du lisier de lavage et le refroidissement connexe. Dans les régions où le stress hydrique est élevé, les systèmes de DGF secs ou semi-séchants peuvent être préférés malgré une efficacité moindre en matière d'élimination du SO2 et un coût plus élevé en réactif. La pénalité énergétique associée à l'exploitation de ces systèmes, principalement en raison de la chute de la pression de gaz de combustion et de la puissance auxiliaire pour les pompes et les compresseurs, représente généralement 1 à 3 % de la production nette d'électricité de l'usine.

Recouvrement des sous-produits et flux de revenus

La valorisation des sous-produits permet d'améliorer la rentabilité du contrôle des émissions. Le gypse synthétique issu de la FGD humide est un substitut de haute qualité du gypse naturel dans la fabrication de panneaux muraux et de ciment, générant un flux de revenus qui peut compenser une partie des coûts d'exploitation. Les cendres volantes provenant de batailles, si elles ne sont pas contaminées par du carbone chargé de mercure, peuvent être vendues comme additifs pozzolaniques pour la production de béton, réduisant ainsi le coût net de la lutte contre les particules.

Rénovation vs. Nouvelle construction

En règle générale, les unités dont la durée de vie opérationnelle est au moins de 10 à 15 ans et dont le facteur de capacité est supérieur à 40 % sont considérées comme des solutions viables pour la modernisation. Beaucoup d'unités plus anciennes, plus petites et moins efficaces ont été retirées plutôt que rénovées, en particulier sur les marchés où le gaz naturel et les énergies renouvelables ont entraîné une baisse des prix de gros de l'électricité. Le parc de charbon américain, par exemple, est passé de plus de 300 GW en 2011 à environ 200 GW en 2023, les départs étant en partie motivés par le coût de conformité aux normes MATS et autres règlements.

Avantages pour la santé environnementale et publique

Le déploiement généralisé de systèmes avancés de réduction des émissions a permis d'améliorer de façon mesurable la qualité de l'air et les résultats en matière de santé publique, ce qui s'étend bien au-delà de la clôture des usines, et affecte les populations du vent aval à l'échelle régionale et continentale.

Amélioration de la qualité de l'air

Aux États-Unis, les émissions de SO2 du secteur de l'électricité ont diminué de plus de 90 % entre 2005 et 2020, tandis que les émissions de NO[x ont diminué d'environ 80 %, selon l'Environmental Protection Agency. Des tendances similaires ont été observées en Europe et, plus récemment, en Chine, où des normes d'émission rigoureuses ont entraîné des investissements massifs dans la technologie des FGD, des SCR et des baggages.

Réduction des effets sur la santé humaine

Une étude réalisée en 2017 dans la revue Perspectives de la santé environnementale a estimé que les normes de l'Agence américaine de protection de l'environnement sur le mercure et les toxiques atmosphériques, qui prescrivaient des réductions profondes des émissions des centrales au charbon, permettraient d'éviter jusqu'à 11 000 décès prématurés, 4 700 attaques cardiaques et 130 000 attaques d'asthme d'ici 2025. En Europe, la mise en œuvre de la directive sur les émissions industrielles a été associée à des gains importants en matière de santé, en particulier en Europe centrale et orientale, où la combustion du charbon a traditionnellement dominé le mélange énergétique.

Co-avantages climatiques

Bien que les systèmes de contrôle des émissions ne captent pas le CO2, ils produisent des avantages connexes du climat.En éliminant le SO2 et le NO[x[, ces systèmes réduisent la formation d'aérosols de sulfate et de nitrate, qui ont un effet de refroidissement net sur le climat. Bien qu'il s'agisse d'un mauvais avantage climatique à court terme (les aérosols de refroidissement disparaissent à mesure que la pollution est nettoyée), l'avantage à long terme est une représentation plus précise du potentiel de réchauffement réel des émissions de CO2.

Orientations futures et innovations

Le rythme d'innovation dans les technologies de réduction des émissions se poursuit, en raison du resserrement des réglementations dans les pays en développement, de la nécessité de réduire les coûts d'exploitation et de l'intégration des centrales au charbon dans les systèmes à faible intensité de carbone.

Progrès de la technologie Catalyst

Les fabricants de catalyseurs SCR élaborent des formulations qui fonctionnent à des températures plus basses, permettant de placer en aval du chauffage à air où les températures des gaz de combustion se situent entre 150 et 250 °C. Ce SCR à basse température permet de simplifier les configurations de modernisation et d'éviter les problèmes d'érosion par les poussières élevées des conceptions traditionnelles.

Surveillance numérique et optimisation de l'IA

La numérisation transforme les opérations des centrales. La surveillance en temps réel de l'activité des catalyseurs, la chute de pression dans les serres, la chimie du lisier dans les épurateurs humides et les taux d'injection de mercure sorbent permet une maintenance prédictive qui réduit les pannes imprévues et prolonge la durée de vie des équipements.

Intégration avec la capture de carbone

Le système de réduction des émissions doit être conçu en tenant compte du CSC. Il faut généralement éliminer en profondeur le SO2 jusqu'à des niveaux inférieurs à 1 ppm en amont des systèmes de captage à base d'amines de CO2 pour prévenir la dégradation des solvants. De même, le NO2 peut former des nitrosamines corrosives dans les solvants d'amines, nécessitant un contrôle renforcé du NO[x. Les usines qui ont déjà une FGD humide à haute efficacité et un SCR sont mieux placées pour les rénovations du CSC que celles qui n'en ont pas, créant ainsi une voie potentielle pour la poursuite de l'utilisation du charbon avec des émissions atmosphériques proches de zéro dans un monde à teneur en carbone. L'Agence internationale de l'énergie prévoit que les centrales au charbon équipées du CSC pourraient fournir une énergie ferme et transportable à faible intensité de carbone aux côtés de sources renouvelables, mais la technologie demeure coûteuse et politiquement contestée.

Conclusion

Les systèmes de contrôle des émissions avancés ont transformé les centrales au charbon à partir de sources de pollution non contrôlées en installations industrielles étroitement réglementées ayant des incidences sur l'environnement et la santé beaucoup moins importantes. Grâce à la combinaison de la DGP humide ou sèche, des PSR à haut rendement ou des baggages, des technologies de contrôle du mercure et de la RCS, les centrales au charbon modernes peuvent obtenir des économies d'élimination inimaginables il y a une génération. Les coûts économiques sont importants, mais les avantages en termes d'air plus propre, de dépôts acides réduits et d'amélioration de la santé publique sont bien documentés et substantiels.