Réduction des NOx - traitement des fumées : réduction sélective non catalytique ou catalytique

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Dossier Pollution atmosphérique- ENERGIE PLUS n°275 du 15 novembre 2001

Si la mise en oeuvre des mesures primaires de réduction des émissions est impossible, ou si elles se révèlent d’une efficacité insuffisante pour respecter les valeurs limites d’émission réglementaires, il reste à traiter les fumées "end of pipe".Deux types de procédés sont disponibles : la réduction sélective non catalytique (SNCR) et la réduction sélective catalytique (SCR). Tous deux utilisent l’ammoniac (ou un dérivé comme l’urée) pour réduire les oxydes d’azote en azote moléculaire. La différence entre eux, c’est le catalyseur : il réduit la température opératoire et la consommation de réactif, il augmente le coût d’investissement, mais il élève aussi sensiblement l’efficacité et permet de détruire simultanément les dioxines et furannes.

SNCR : peu coûteuse, mais moins efficace
Selon l’IFP, qui a étudié le procédé dans le cadre d’une convention avec l’ADEME et en coopération avec Babcock Entreprise, la SNCR est l’une des techniques de réduction des NOx qui présente le meilleur rapport « coût-efficacité ». Elle résulte des réactions de réduction qui s’opèrent à haute température (850 à 1050°C) entre les NOx et l’ammoniac, l’urée ou l’acide cyanurique injecté dans les fumées. L’IFP a mené des essais afin de déterminer les principaux paramètres de fonctionnement et leur influence.

Température et rapport NH/NO
La réduction par SNCR doit s’effectuer dans une plage de températures comprises entre 850 et 1050°C. L’existence de cette plage résulte d’une compétition entre diverses réactions chimiques : à plus basse température, il ne se forme pas suffisamment de radicaux NHi actifs ; à plus haute température, d’autres réactions apparaissent qui favorisent la production de NO. On constate également que l’efficacité DéNOx double lorsque le rapport NH/NO passe de 1 à 2. Dans des conditions tout à fait optimales, il est possible d’atteindre un taux de dénitrification de l’ordre de 90%, équivalent à celui de la SCR. Mais dans la pratique, le taux se situe généralement entre 40 et 65%.

Teneur initiale en NO
Si l’on fonctionne à bonne température, le teneur initiale en NO des fumées influe peu sur le rendement DéNOx. On remarque cependant que la fenêtre de température s’élargit lorsque cette teneur initiale croît.

Temps de séjour
L’accroissement du temps de séjour contribue à élargir la plage de températures optimale et à la déplacer vers le bas, mais cet effet est limité.

Ajout d’additifs
Lorsque les conditions d’exploitation ou la géométrie des équipements ne permettent pas de garantir qu’on respecte la bonne plage de températures, on peut employer des additifs tels que des hydrocarbures, le péroxyde d’hydrogène, le monoxyde de carbone ou encore certains alcools. Ces additifs ne permettent pas d’atteindre des taux DéNOx plus élevés, mais simplement d’opérer à plus basse température (environ 100 à 200°C de moins). Il faut cependant veiller, avec les hydrocarbures, à ne pas augmenter la production de CO.

Emissions de polluants secondaires
La mise en oeuvre de la SNCR peut favoriser les émissions de protoxyde d’azote, de CO et d’ammoniac. Les fuites d’ammoniac peuvent résulter d’une pulvérisation trop grossière, d’un mauvais mélange avec les fumées, d’une injection dans des zones à trop basse température, d’une injection en excès,... Le principal risque est celui, en présence de composés soufrés, de former du bisulfate d’ammonium, dont le point de fusion est de l’ordre de 150°C et qui peut encrasser les surfaces d’échange. Il peut également contaminer les poussières, les rendant incompatibles avec les filières habituelles d’évacuation (une teneur maximale en NH3 de 50 à 100 mg par kg de cendres peut être exigée pour la production de béton, par exemple). Enfin, si l’installation comporte un traitement humide des fumées, l’ammoniac peut se trouver piégé dans les eaux de lavage, entraînant la nécessité d’utiliser des traitements particuliers pour ces eaux (strippage à la vapêur ou traitement biologique). Ajoutons que le projet d’arrêté relatif aux chaudières de plus de 20 MWth impose une valeur limite d’émission de NH3 de 20 mg/Nm3 à la cheminée.
L’impact sur la conduite des installations est généralement jugé comme raisonnable lorsque la fuite d’ammoniac n’excède pas 3 ppmv. Cette limite peut être respectée par une bonne maîtrise de l’injection du réactif et par un dimensionnement correct des équipements de combustion. La chaudière AUDE, issue de la collaboration de l’IFP et de Babcaock Entreprise, possède par exemple une chambre isotherme qui permet de maintenir les gaz entre 850 et 1050°C pendant plus d’une seconde. Les essais sur un pilote de 10 MW brûlant du fuel lourd ont montré que la teneur en ammoniac des fumées reste inférieure à 3 ppmv.
Il peut également se former du protoxyde d’azote (N2O) par la réaction de NH sur NO. Avec l’ammoniac comme réactif, le taux de transformation est généralement inférieur ou égal à 5% du NO réduit mais ce taux peut atteindre 10% avec l’urée et dépasser cette valeur avec l’acide cyanurique. Cependant, la réaction inverse détruisant le N2O est très sensible à la température et il est possible de limiter la formation de N2O en modifiant le profil de température dans la zone réactionnelle.
L’urée et l’acide cyanurique contenant des atomes de carbone, leur décomposition est susceptible de former du CO. Des essais menés par Babcock montrent cependant que même dans des conditions très défavorables, la surproduction de CO est inférieure à 50 ppm.

Mise en œuvre
La définition du système d’injection et de sa régulation est l’un des éléments clés du dispositif. L’emplacement des injecteurs doit être choisi avec précision en fonction du profil des températures et de la répartition des débits gazeux dans la chaudière. Lorsque les variations de charge provoquent des changements de température importants, deux stratégies sont envisageables : soit déplacer la fenêtre de température par ajout d’un additif, soit prévoir plusieurs groupes d’injecteurs le long du trajet des fumées afin de pouvoir déplacer la zone réactionnelle.
L’asservissement du débit de réactif peut jouer sur le débit total de solution injectée ou sur la concentration de la solution en réactif. C’est cette dernière solution qu’a choisie récemment Babcock Entreprise pour une chaudière AUDE installée en aval d’un craqueur catalytique.
Lorsque le réactif est injecté sous forme de solution, il faut veiller à la qualité de la pulvérisation et notamment à la granulométrie produite par les injecteurs. Le temps de vaporisation des gouttelettes doit en effet être compatible avec le temps de séjour disponible dans la fenêtre de température, faute de quoi on augmente la consommation et les fuites d’ammoniac. L’utilisation de cannes pénétrantes est parfois nécessaire lorsque la réalisation du mélange fumées-réactif est difficile, par exemple si la zone réactionnel est de grand diamètre.

Références industrielles
Les deux principaux acteurs industriels de la SNCR sont américains. Il s’agit d’Exxon, avec son procédé Thermal DeNOx qui utilise de l’ammoniac, et de Nalco Fuel Tech, avec son procédé NOxOUT qui utilise des solutions d’urée additivées. En France, Babcock Entreprise propose la chaudière AUDE, développée avec l’IFP, qui intègre la fonction SNCR et qui permet de dépasser 80% de réduction des NOx sans rejet de polluants secondaires.

La SNCR est utilisée dans le monde sur une grande variété d’installations de combustion au charbon, au fuel lourd, à biomasse et sur des unités d’incinération de déchets, mais encore peu en France. Les données relatives à une dizaines d’UIOM situées aux Etats-Unis, en Allemagne et en Suisse indiquent des taux de dénitrification garantis de 40 à 70% avec des fuites d’ammoniac comprises entre 5 et 25 ppmv.
Aux Pays-Bas, l’analyse des opérations de démonstration lancées au début des années 90 puis des réalisations effectuées sur des UIOM existantes ou neuves de capacité comprise entre 100 000 et 600 000 t/an a montré que la SNCR est une technique fiable, permettant d’obtenir des émissions de NOx inférieures à 70 mg/Nm3, niveau qui a été fixé comme VLE réglementaire en 1995. D’après l’Association néerlandaise du traitement des déchets (DWPA), le coût se situe entre 3900 et 4400 euros par tonne de NOx réduit, soit entre 4,95 et 5,85 euros par tonne de déchets incinérée, dont environ 60% d’investissement et 40% de coûts d’exploitation. Les économies d’échelle joue un rôle important dans la ventilation de ces coûts et la DWPA considère que la SNCR est une technologie mieux adaptée aux petites unités.
Sur le 61 UIOM fonctionnant aujourd’hui en Allemagne, 59 sont équipées d’un traitement des oxydes d’azote, dont 17 par SNCR. Les données recuillies par l’Agence fédérale de l’environnement (Umweltbundesamt) indiquent qu’avec des niveaux d’émission initiaux de 350 à 400 mg/Nm3, habituels pour les UIOM, la SNCR permet facilement d’atteindre un niveau final inférieur à 200 mg/Nm3 (à 11% d’O2). Les unités qui ont adopté les « meilleures technologies disponibles » ont des niveaux d’émission de 100 à 150 mg/Nm3 et sont en mesure de descendre jusqu’à 70 mg/Nm3 au prix, il est vrai, d’une augmentation des fuites d’ammoniac. Les expériences conduites en Allemagne montrent que le procédé SNCR peut être exempt de toute fuite d’ammoniac pour des niveaux d’efficacité DéNOx allant jusqu’à 50%. D’après les mesures effectuées sur les UIOM équipées d’un traitement de dénitrification (SNCR ou SCR), les émissions de NH3 se situent entre 1 et 10 mg/Nm3, avec une moyenne autour de 4 mg/Nm3.

SCR : plus efficace mais plus coûteuse
Le principe de la SCR est assez simple lui aussi. De l’ammoniac ou de l’urée mélangé à de l’air est ajouté aux fumées en quantité fonction de la quantité de NOx à réduire. Les fumées chargées de NH3 traversent ensuite un catalyseur à plusieurs lits dans une plage de températures comprises entre 250 et 380°C. Les catalyseurs les plus souvent utilisés sont des oxydes métalliques sur support TiO2 ou Al2O3. La chambre de réaction peut être située en amont de l’épuration des fumées, sur les gaz bruts (« high-dust » SCR), ou en aval de l’épuration, sur les gaz propres réchauffés (« low-dust » SCR). Le procédé se caractérise par un taux de réduction élevé, souvent supérieur à 90%, pour un dosage d’ammoniac proche de la stoechiométrie, ce qui limite les risques de fuites. Il présente en outre l’avantage de détruire les dioxines et furannes, sans ajout de catalyseur ni réactif supplémentaire, puisque c’est l’oxygène présent dans le mélange fumées-ammoniac qui les oxyde et les transforme en CO2 et H2O.

Conditions de fonctionnement
Une installation de SCR doit pouvoir supporter les conditions limites de l’application, c’est à dire la température des gaz résiduaires, leur composition donc celle du combustible utilisé (notamment sa teneur en soufre et en poisons éventuels du catalyseur), le taux de conversion admissible de SO2 en SO3, les concentrations de NOx à l’entrée, les teneurs en eau et en oxygène, le volume utilisable pour le réacteur, la vitesse des gaz résiduaires, les pertes de charge admissibles, les impératifs de réduction des NOx et les pertes d’ammoniac admissibles.
Dans le cas où le combustible contient du soufre, il faut tenir compte de la réaction de conversion du SO2 en SO3 qui va déterminer la température opératoire minimale. En effet, le SO3 formé peut réagir avec l’ammoniac pour former du bisulfate d’ammonium, substance collante qui précipite à basse température. La température opératoire, très largement comprise entre 170 et plus de 540°C, est généralement optimale entre 300 et 400°C. Les pertes d’ammoniac sont le plus souvent négligeables, dès que l’installation est optimisée. La durée de vie du catalyseur dépend en grande partie de la composition du combustible et varie avec la quantité de « poisons » (métaux lourds ou autres) qu’il contient. Il est cependant facile (mais pas gratuit) de remplacer un catalyseur parvenu en fin de vie.
Le catalyseur le plus courant est constitué d’une base d’oxyde de titane (TiO2) dopée à l’oxyde de vanadium (V205), mais on trouve de nombreuses variantes, y compris le charbon actif qui a l’avantage du coût mais l’inconvénient d’être moins efficace et de nécessiter des quantités de réactif proportionnellement plus importantes, ce qui se traduit par des fuites d’ammoniac. En fait, composition et forme exactes doivent être spécifiquement conçues pour répondre aux conditions opératoires limites indiquées ci-dessus. Du point de vue géométrique, le réacteur catalytique se présente généralement sous forme de plaques ou de nid d’abeille. Les plaques ont une surface spécifique moyenne (300 à 400 m2/m3), mais on peut régler l’espace entre plaques et leur hauteur, ce qui conduit à des pertes de charge faibles, une forte résistance à l’érosion et à des dépôts de poussières réduits. Elles sont utilisées dans les applications à fortes teneurs en poussières, par exemple dans les centrales à charbon ou à résidus pétroliers (raffineries) ou dans certains procédés industriels spéciaux. Les nids d’abeilles présentent au contraire une grande surface spécifique (jusqu’à près de 1800 m2/m3) qui permet de construire des réacteurs de volume et poids plus faibles. Le nombre de cellules et leur longueur peuvent être ajustés aux conditions opératoires. Les pertes de charge sont plus importantes qu’avec les plaques, mais l’activité catalytique est plus efficace, du moins sur des gaz à faible teneur en poussières. Cette disposition est adoptée sur les unités brûlant du charbon ou du fuel de bonne qualité ou du gaz, sur les UIOM, sur les turbines et moteurs. On trouve également des lits catalytiques constitués de petites granules poreuses serrées entre deux feuilles en textile (procédé Shell, par exemple), qui présentent aussi une efficacité élevée pour une faible perte de charge.
Les catalyseurs finissent par s’encrasser et exigent des nettoyages réguliers. Ils finissent aussi par se désactiver et le moyen habituel d’y remédier est de les changer. La société autrichienne Integral (AIG) propose une solution alternative intéressante aux exploitants. Elle dispose d’une unité mobile, transportée sur site par camion, composée d’un équipement de lavage et d’un séchoir. Le catalyseur usé est nettoyé à la main, inspecté, puis lavé avec de l’eau additionnée de composés tensio-actifs et de composés métalliques, qui créeront de nouveaux sites actifs, et enfin séché. Ces opérations permettent de restaurer l’activité du catalyseur, en totalité ou en grande partie, pour un coût deux à trois fois inférieur à celui du remplacement. Ayant plusieurs clients qui utilisent des combustibles divers, Integral propose même de faire tourner les catalyseurs. Exemple : un catalyseur utilisé sur une chaudière à charbon est, après régénération, installé pendant un an ou deux sur une chaudière à fuel lourd dont les gaz de combustion contiennent du vanadium, ce qui « recharge » le catalyseur. Celui-ci est ensuite remonté sur la chaudière à charbon d’origine. Ce manège permet de ne jamais changer le catalyseur.

Mise en œuvre
Les centrales à charbon représentent l’un des domaines privilégiés d’application de la SCR dans le monde. En Allemagne, par exemple, 97% de la puissance installée en sont équipés. Pour des raisons de coût (éviter le réchauffage des fumées), le catalyseur est généralement installé entre l’économiseur et le système de préchauffage de l’air, c’est à dire en environnement hautement poussiéreux, ce qui conduit à l’utilisation d’une géométrie en plaques.Le type de la chaudière et la composition du charbon ont une forte influence sur le choix du type de catalyseur. La perte d’activité du catalyseur est généralement plus importante dans les foyers à cendres fondues que dans les chaudières à sole sèche. De la même façon, des teneurs élevées du chabon en arsenic, en métaux alcalins ou alcalino-terreux, en phosphore, en calcium accélérent la désactivation du catalyseur, ce dont il faut tenir compte lorsque l’on calcule sa durée de vie et son volume. Il faut également connaître la teneur en soufre du chabon afin de définir le pourcentage adéquat de convesion du SO2 en SO3 provoquée par le catalyseur et définir ainsi la température minimale de service permettant d’éviter la formation de bisulfate d’ammonium.
La durée de vie du catalyseur peut être prolongée grâce à une bonne maintenance faisant appel à des systèmes appropriés d’extraction de suies et en évitant de le mettre en contact avec de l’humidité s’il est exposé aux cendres volantes. Il faut prévoir des bipasses pour permettre els opérations de maintenance ou pour les cas où, à bas régime, la température de service tomberait en dessous de la température minimale d’utilisation du catalyseur.
Dans les UIOM, seul le procédé SCR permet de réduire plus de 90% des Nox et de détruire simultanément plus de 99% des dioxines. Le choix de l’implantation du catalyseur au sein de la ligne de traitement des fumées est essentielle. En Europe, l’installation en fin de ligne est devenue la plus courante même si elle oblige souvent à réchauffer les gaz résiduaires après leur passage dans l’unité d’épuration. Dans cette disposition, il ne reste plus que les NOx et les dioxines à éliminer et les principaux polluants, y compris les poisons du catalyseur, ont disparu, ce qui allonge la durée de vie de ce dernier. La forme la plus couremment rencontrée est le nid d’abeille.
Avec les moteurs Diesel de grande puissance destinés à la production d’énergie, on doit souvent réduire à la fois les émissions de NOx et celles de CO, d’hydrocarbures (HC) et de particules. Les systèmes de SCR, y compris les catalyseurs d’oxydation, ont l’avantage de pouvoir traiter ces problèmes simultanément : ils abattent les NOx de plus de 90%, les CO et HC de 80 à 90% et les particules de 30%. Ils permettent même de réduire de 30 à 35 dB(A) le niveau d’émission acoustique d’un moteur de puissance moyenne, tout en occupant un volume équivalent à + ou – 20% près à celui d’un silencieux habituel. L’injection d’une solution d’urée est généralement considérée comme le meilleur choix pour les moteurs, le débit étant régulé par un calculateur, après essais préalables, en fonction du régime de fonctionnement si celui-ci est variable.

Les coûts d’investissement et de fonctionnement
D’après Siemens, le coût d’investissement des systèmes de SCR destinés à la modernisation d’équipements existants et capables d’éliminer 60 à plus de 90% des NOx est compris entre 50 et 100 euros/kW, le bas de la fourchette correspondant aux unités de plus grande taille. Les principaux facteurs influençant ce coût sont d’abord la taille : équiper une usine de 200 MW ne coûtera que 30% de moins que pour une usine de 1000 MW ; ensuite la concentration des NOx à l’entrée : son doublement peut entraîner une augmentation du coût de 50% ; enfin, les difficultés techniques d’implantation qui peuvent faire varier ce coût de 20 à 35%. Le coût d’exploitation s’élève à environ 75 euros par tonne de NOx éliminée avec de l’ammoniac anhydre et à environ 250 euros avec une solution d’urée à 40%. Le coût total, toujours d’après Siemens, se situerait ainsi entre 1500 et 2500 euros par tonne de NOx éliminée pour une centrale à charbon de 800 MW.
Pour les UIOM, l’Association néerlandaise du traitement des déchets donne un chiffre compris entre 4000 et 4045 euros par tonne de NOx évitée, dont 65% de dépenses d’investissement et 35% de dépenses d’exploitation (fonctionnement, maintenance, main d’œuvre). Les économies d’échelle ne semblent pas jouer un rôle prépondérant puisque le coût à la tonne de déchets traitée varie de 5,4 à 8,2 euros. Le procédé SCR est donc relativement moins cher pour les grosses unités.
A l’usine de traitement des eaux usées de Colombes, le SIAAP, maître d’ouvrage, a fait installer en 1999 un système SCR fourni par Integral (AIG) pour traiter les fumées de ses lignes d’incinération de boues. A la sortir de la cheminée, les gaz résiduaires (56 000 Nm3/h) ne contiennent plus que 25 à 30 mgNOx/Nm3 et moins de 0,1 ng de dioxines. Le coût financier annuel est de 1100 kF sur une période de 10 ans au taux d’intérêt de 6%. Le coût annuel des consommables et de la maintenance s’élève à 450 kF, y compris le coût de remplacement du catalyseur. Le coût par tonne de NOx éliminée est au total de 59 kF pour 26 tonnes éliminées par an. L’impact du coût de l’élimination simultanée des dioxines est d’environ +4% sur le coût financier et de +65 kF par an pour l’exploitation (uniquement le catalyseur). D’après le SIAAP, ces coûts sont relativement élevés par rapport aux coûts moyens pratiqués dans l’industrie, qui sont de 10 à 30 kF par tonne de NOx éliminée, en raison de la taille relativement petite de l’unité et des difficultés techniques d’implantation (usine semi-enterrée avec peu d’espace libre au départ).
Avec ses systèmes SDS (DénOx) et SDDS (DéNOx + DéDiox), basé sur l’emploi d’un réacteur catalytique à flux latéral rempli de petits granules trilobés poreux de quelques millimètres, Shell annonce des prix situés dns le bas des fourchettes : 1650 euros/tNOx pour l’UIOM de Watco aux Pays-Bas, 2600 euros/tNOx pour trois turbines à gaz de 400 MW en Californie (coûts financiers annualisés sur 5 ans seulement). A l’usine Cerestar Benelux, du groupe Eridania Beghin-Say, qui produit diverses sortes d’amidon, la plus ancienne unité de cogénération a été équipée du système Shell. Les émissions de NOx sont ainsi passées de 200 à 15 g/GJ pour un coût global de 2300 euros/t éliminée (la législation néerlandaise impose 65 g/GJ).
En 1999, l’usine d’incinération de Gand (Belgique), exploitée par la société Ivago, a décidé d’installer un traitement conjoint des NOx et des dioxines afin d’anticiper la fuure réglementation européenne et a même fixé une limite d’émission à 70 mgNOx/Nm3 (sur sec à 11% d’O2). Elle a finalement opté pour le procédé SEGHERSDeDInOX qui opère à 230°C avec injection d’ammoniac en amont d’un catalyseur à deux lits. Ici aussi, les résultats sont probants puisque les émissions de NOx sont passées de 330 mg en moyenne à 50 mg avec des pertes d’ammoniac inférieures à 2 mg et que celles de dioxines et furannes sont inférieures à 1% de la valeur réglementaire de 0,1 ng. Le coût global du traitement s’établira entre 1800 et 2200 euros par tonne de NOx éliminées lorsque l’intégration énergétique du réchauffage des gaz sera réalisée. D’après Seghers, la destruction simultanée des dioxines renchérit l’investissement de 10 à 15% et se traduit par une augmentation marginale des coûts d’exploitation, résultant principalement de l’accroissement de la consommation d’électricité engendrée par l’augmentation de la perte de charge dans le catalyseur.

SCR par le gaz naturel
La réduction catalytique des NOx en utilisant le gaz naturel comme agent réducteur constitue une technique prometteuse pour les moteurs de cogénération à combustion pauvre et ce procédé fait l’objet d’un programme de recherche mené conjointement par GDF et l’IRMA (Ploermeur). L’idée est que les NOx, en présence d’un catalyseur, vont réagir d’une manière plus ou moins sélective avec l’oxygène et l’excès de méthane contenus dans les fumées pour produire du CO2 et de l’azote. L’objectif n’est pas d’atteindre la même efficacité que la SCR utilisant de l’ammoniac ou de l’urée ; une réduction de l’ordre de 50% des NOx devrait être suffisante pour satisfaire les exigences réglementaires tout en maintenant l’efficacité du moteur. Le principal avantage de ce procédé est sa simplicité, puisque les réactifs sont déjà présents dans les fumées, ce qui devrait conduire, sur la base des évaluations actuelles, à un coût de l’ordre de 20 kF par tonne de NOx éliminée.
Il ne pourra cependant être mis sur le marché que lorsque le catalyseur aura été mis au point. Pour l’instant, GDF et l’IRMA testent un catalyseur qui paraît prometteur, constitué d’une mordénite (type de zéolithe) à faible porosité échangée avec du palladium et du cobalt. Les meilleurs résultats (près de 70% de réduction) sont obtenus à 400°C en absence d’eau. La concentration en oxygène des fumées n’a que peu d’influence sur la réduction des NOx ; en revanche c’est un facteur important pour l’oxydation du CH4 résiduel qui est pratiquement complète lorsque la teneur en O2 est proche de 10%. Un rapport CH4/NO supérieur à l’exigence stoechiométrique (0,5) est un facteur favorisant la réduction des NOx, ce qui est un élément favorable puisque dans les moteurs à combustion pauvre, ce rapport peut atteindre 10. Les essais ont également montré qu’au dessus de 400°C, le CO présent dans les fumées est totalement oxydé en CO2 sans baisse significative du taux de conversion des NOx. Le seul facteur d’influence négative est la présence d’eau : ajouter 3% d’eau dans les fumées fait chuter le taux de conversion des oxydes d’azote de 15 à 20% quelle que soit la température.
Le catalyseur Pd-Co/mordénite à faible porosité se place donc parmi les candidats de choix pour la mise au point d’un procédé de SCR au gaz naturel. Les essais en présence de vapeur d’eau permettent de prévoir qu’un taux de réduction de 50% est réaliste, ce qui suffirait pour de nombreuses applications de cogénération. Les émissions de méthane et de CO sont en outre considérablement réduites. Ces résultats de laboratoire sont en cours de validation sur une unité pilote.

Article publié dans ENERGIE PLUS n°275 du 15 novembre 2001
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