Technologies de capture et stockage du carbone : Protéger la planète et améliorer l'efficacité énergétique

Technologies de capture et de stockage du carbone

La capture et le stockage du carbone, également appelée séquestration (CSC), impliquent la capture, le transport, l'injection et le confinement du CO₂ (dioxyde de carbone) dans des structures géologiques telles que les gisements de pétrole et de gaz épuisés, les aquifères salins terrestres et marins situés profondément dans la croûte terrestre, les cavernes de sel ou les couches de charbon non exploitables. C'est à la fois une approche pour améliorer la production à partir des opérations existantes de pétrole et de gaz ainsi qu'un moyen de réduire les émissions de gaz à effet de serre (GES).

Le CSC fournit une alternative supplémentaire dans l'utilisation de l'énergie basée sur les combustibles fossiles, tout en offrant un temps de transition supplémentaire pour que les systèmes énergétiques évoluent vers des carburants à teneur réduite en carbone (C) ou zéro carbone, tels que les énergies renouvelables. Il existe un certain nombre d'avantages économiques et sociaux du CSC tels que : (i) réduction des émissions de CO₂ dans l'atmosphère, atténuant potentiellement le changement climatique dangereux, (ii) innovation, accès aux technologies de pointe, création d'emplois et développement économique continu et plus durable, (iii) flux de revenus secondaire car les émissions de GES capturées et stockées peuvent être converties en une marchandise échangeable vendue sur le marché international, (iv) réduction de la pollution atmosphérique car les polluants potentiellement nocifs doivent être éliminés pour permettre la capture du CO₂, et opportunité de récupération assistée de pétrole et de gaz.

Il existe plusieurs défis pour le déploiement du CSC. Certains défis incluent : (i) réduire le coût de la capture et mettre à l'échelle les processus de capture, (ii) identifier l'impact environnemental de la capture, (iii) déterminer les implications de l'accumulation de pression dans une formation de stockage, (iv) déterminer où l'eau déplacée va lors d'une injection à grande échelle et quel est le risque pour les eaux souterraines, (v) comment prédire de manière fiable la taille du panache de CO₂ et où il migre, (vi) comment gagner en confiance dans la sélection du site, (vii) développer des stratégies de surveillance rentables et des limites de détection, (viii) engager les industries de la finance et de l'assurance, (ix) plus de certitude réglementaire et politique à tous les niveaux de gouvernement, (x) former une main-d'œuvre pour le déploiement à grande échelle, et (xi) améliorer la sensibilisation et l'acceptation du public.

Les technologies CSC peuvent être appliquées aux processus à émissions à grande échelle, y compris la production d'énergie à partir de charbon et de gaz, le traitement du gaz naturel et la production d'engrais, ainsi que la fabrication de matériaux industriels tels que le fer et l'acier, le ciment, et la pâte à papier, etc. L'application des technologies CSC à ces processus peut jouer un rôle majeur dans la réduction des émissions de GES. Les technologies de séparation et de capture du carbone ont été opérationnelles à grande échelle dans les industries du gaz naturel et des engrais depuis des décennies. Les technologies impliquées dans un système CSC ont quatre composants : (i) capture, (ii) transport, (iii) injection, et (iv) surveillance.

Capture du CO₂

La capture est la séparation du CO₂ d'un flux d'effluent et sa compression à un état liquide ou supercritique. Dans la plupart des cas aujourd'hui, la concentration de CO₂ résultante est supérieure à 99 %, bien que des concentrations plus faibles puissent être acceptables. La capture est normalement requise pour pouvoir transporter et stocker le CO₂ économiquement.

Transport du CO₂

Le transport consiste en l'acheminement du CO₂ de sa source vers le réservoir de stockage. Le CO₂ est séché et généralement compressé avant d'être transporté vers le stockage. La compression rend le transport du gaz plus efficace. Le CO₂ est utilisé commercialement dans plusieurs industries, notamment l'industrie des boissons, et il a été transporté à grande échelle pour l'utilisation dans la récupération de pétrole des réservoirs (récupération assistée de pétrole). Bien que le transport par camion, train et navire soient tous possibles, le transport de grandes quantités de CO₂ est le plus économiquement réalisé par pipeline. Une infrastructure de pipeline majeure doit être construite pour mettre en œuvre le CSC à grande échelle, ce qui présente des défis.

Injection du CO₂

L'injection consiste en le dépôt du CO₂ dans le réservoir de stockage. Les réservoirs de stockage souterrains dépendent des formations géologiques. La sécurité du stockage du CO₂ est d'une importance primordiale. Les risques locaux du stockage du CO₂ incluent : (i) fuite de CO₂ du lieu de stockage, (ii) altération de la chimie des eaux souterraines et d'eau potable, et (iii) déplacement de fluides potentiellement dangereux qui peuvent être dans le réservoir où le CO₂ est stocké. Les réservoirs potentiels incluent les grands fonds océaniques, les sédiments océaniques, ou la minéralisation (conversion du CO₂ en minéraux). Bien que certaines utilisations commerciales du CO₂ soient possibles, la quantité qui peut être utilisée comparée à la quantité de CO₂ émise est très faible.

Surveillance du stockage

Une fois le CO₂ injecté, le site de stockage doit être surveillé pour montrer que le CO₂ reste dans le réservoir. Le CO₂ n'est ni toxique ni inflammable, donc il ne pose qu'un risque minimal pour l'environnement, la santé et la sécurité. Le but principal de la surveillance est de s'assurer que l'opération de séquestration est efficace, ce qui signifie que presque tout le CO₂ reste hors de l'atmosphère pendant des siècles. Le programme de surveillance commence avant l'injection pour établir des données de référence. La surveillance pendant la phase opérationnelle est pour l'enregistrement du comportement dynamique du CO₂ pendant son injection et dans le réservoir. Après l'arrêt de l'injection, le programme de surveillance doit être conçu pour assurer que le stockage du CO₂ répond aux conditions environnementales et de sécurité requises. Un programme de surveillance couvre trois domaines de surveillance : (i) le domaine sous-surface (le réservoir), (ii) le domaine de surface proche (zones peu profondes et sol), et (iii) le domaine atmosphérique, incluant les puits, failles et autres caractéristiques géologiques.

Technologies de capture du CO₂

Le CO₂ peut être capturé à partir de grandes sources d'émissions stationnaires, telles que les installations de production de gaz naturel (où le CO₂ est déjà séparé des autres gaz, dans le cadre du processus), les centrales électriques à combustibles fossiles, les usines de fer et d'acier, les cimenteries et certaines usines chimiques. Contrairement aux deux autres composants du CSC, le transport et le stockage géologique, le premier composant du CSC, c'est-à-dire la capture du CO₂, est presque entièrement dépendant de la technologie et est l'étape la plus coûteuse. La technologie pour capturer le CO₂ de ces sources est adaptée de la technologie de séparation du CO₂ actuellement utilisée dans des industries telles que l'industrie du gaz naturel et la production d'ammoniac (NH₃) et aussi de la technologie utilisée dans l'industrie de la séparation de l'air. De nouvelles technologies sont également en développement.

Les principales technologies de séparation pour la capture du CO₂ actuellement sont : (i) utilisation d'un solvant liquide pour absorber le CO₂ (absorption), (ii) utilisation de matériaux solides pour attirer le CO₂ à la surface, où il se sépare des autres gaz (adsorption), et (iii) utilisation de membranes pour séparer le CO₂ des autres gaz. D'autres technologies incluent la technologie de boucle chimique (un oxyde métallique réagit avec le carburant, créant des particules métalliques, du CO₂ et de la vapeur d'eau), les procédés de séparation à basse température ou cryogéniques (qui reposent sur différentes températures de changement de phase pour divers gaz pour les séparer) et les procédés solides régénérables à sec.

Les principales technologies concurrentes pour la capture du CO₂ à partir de l'utilisation de combustibles fossiles sont : (i) la capture post-combustion (CPC) du gaz de combustion des usines basées sur la combustion, (ii) la capture pré-combustion du gaz de synthèse dans les usines basées sur la gazéification, et (iii) la combustion oxy-combustion par la combustion directe du carburant avec de l'oxygène. La plupart des processus de combustion actuels utilisent l'air, et le gaz de combustion résultant contient généralement de faibles concentrations de CO₂ (moins de 20 %), et donc, ils sont plus adaptés aux technologies de capture post-combustion.

Technologies de capture post-combustion

La capture post-combustion peut être considérée comme une forme de nettoyage du gaz de combustion. Le processus est ajouté à l'arrière de l'usine, après les autres systèmes de contrôle de la pollution. L'intégration thermique avec l'usine est nécessaire pour qu'elle soit rentable.

L'Electric Power Research Institute (EPRI) a déterminé en 2009 qu'il existe plus de 50 concepts de capture post-combustion du CO₂ en développement qui peuvent être regroupés en plusieurs types de processus physiques/chimiques. Ces groupes de types de processus sont : (i) absorption chimique, (ii) adsorption, (iii) membranes, (iv) biologique, et (v) autres. Chacun de ces différents groupes a différents avantages et inconvénients, ainsi qu'une applicabilité dans différentes situations. Il y a des développements considérables concernant les deux premiers groupes.

Procédé d'absorption chimique

Il implique une ou plusieurs réactions chimiques réversibles entre le CO₂ et une solution aqueuse d'un absorbant, tel que le solvant à base de monoéthanolamine (MEA) et les amines haute performance (méthyldiéthanolamine activée, aMDEA), etc. En chauffant le produit, la liaison entre l'absorbant et le CO₂ peut être rompue, produisant un flux enrichi en CO₂. Le procédé d'absorption chimique pour séparer le CO₂ du gaz de combustion est emprunté à l'industrie du traitement du gaz. Les procédés à base d'amines sont utilisés commercialement pour l'élimination des impuretés de gaz acides (CO₂ et H₂S) des flux de gaz de processus. C'est donc une technologie éprouvée et bien connue.

La formule de la monoéthanolamine est H₂NCH₂CH₂OH. L'amine est un groupe de composés organiques, qui peuvent être considérés comme dérivés de l'ammoniac (NH₃) par remplacement d'un ou plusieurs atomes d'H₂ par des radicaux organiques. Les groupes substituants (R) peuvent être alkyle, aryle ou aralkyle. Lorsque le (R) est un alkyle, l'amine est appelée alkanolamine. En général, on peut considérer qu'un groupe hydroxyle sert à réduire la pression de vapeur et augmenter la solubilité dans l'eau, tandis que le groupe amino fournit l'alcalinité nécessaire en solution aqueuse pour absorber les gaz acides. Les alkanolamines éliminent le CO₂ des flux de gaz résiduels par une réaction exothermique du CO₂ avec la fonctionnalité amine de l'alkanolamine. Les amines d'intérêt commercial pour capturer le CO₂ sont solubles dans l'eau.

Les amines sont classées selon le nombre d'atomes d'H₂ de l'ammoniac qui ont été remplacés par des radicaux tels que : (i) amine primaire (RNH₂) où un atome d'H₂ a été remplacé, (ii) amine secondaire (R₂NH) où deux atomes d'H₂ ont été remplacés, et (iii) amine tertiaire (R₃N) où les trois atomes d'H₂ ont été remplacés.

Les amines primaires incluent la monoéthanolamine (MEA) et la diglycolamine (DGA). La MEA a été le solvant traditionnel de choix pour l'absorption du CO₂ et l'élimination des gaz acides en général. La MEA est la moins chère des alkanolamines. Sa cinétique de réaction est rapide et elle fonctionne bien à basse pression et à faible concentration de CO₂. Cependant, il y a plusieurs inconvénients.

Premièrement, elle a une chaleur de réaction élevée avec le CO₂, ce qui signifie qu'un niveau élevé d'énergie doit être fourni à l'étape de régénération. Deuxièmement, l'absorptivité de la MEA avec le CO₂ n'est pas élevée. Dans le cas des alkanolamines primaires et secondaires, la formation de carbamate (RNHCOO⁻) est la réaction principale. L'équation de la réaction est : CO₂ + 2RNH₂ = RNHCOO⁻ + RNH₃⁺. Dans cette réaction, deux moles de MEA doivent être utilisées pour capturer une mole de CO₂. Troisièmement, la capacité d'absorption supérieure complète de la MEA n'est pas réalisée en pratique en raison de problèmes de corrosion. L'effet de corrosion est dû au CO₂ dissous et varie avec les amines utilisées.

La concentration de MEA dans la phase aqueuse en présence d'O₂ est limitée à 20 % en poids. De plus, la MEA a la pression de vapeur la plus élevée de toutes les alkanolamines et une perte de solvant élevée peut se produire pendant l'élimination du CO₂ du flux de gaz et à l'étape de régénération. Pour réduire les pertes de solvant, un lavage à l'eau du flux de gaz purifié est généralement nécessaire. En outre, la MEA réagit irréversiblement avec des impuretés mineures telles que COS et CS₂, entraînant une dégradation du solvant. La mousse du liquide absorbant MEA due à l'accumulation d'impuretés peut aussi être une préoccupation.

Pour les systèmes d'absorption MEA actuels, les taux d'adsorption et de désorption sont raisonnablement élevés, donc une bonne cinétique de réaction. Cependant, le garnissage dans l'absorbeur (contacteurs, pour faciliter le transfert de masse efficace) représente un coût significatif, et sa consommation d'énergie est également significative pour la capture du CO₂ du gaz de combustion. De plus, la température de stripping ne doit pas être trop élevée (environ 150 °C). Sinon, la dimérisation du carbamate peut avoir lieu, détériorant la capacité d'absorption de la MEA.

Les amines secondaires incluent la diéthanolamine (DEA), la di-isopropylamine (DIPA). Les amines secondaires ont des avantages sur les amines primaires. Leur chaleur de réaction avec le CO₂ est plus faible (360 cal/g) versus 455 cal/g pour les amines primaires. Cela signifie que les amines secondaires nécessitent moins de chaleur à l'étape de régénération que les amines primaires. Cependant, elles ont tous les autres problèmes des amines primaires.

Les amines tertiaires incluent la triéthanolamine (TEA) et la méthyl-diéthanolamine (MDEA). Les amines tertiaires réagissent plus lentement avec le CO₂ que les amines primaires et secondaires, nécessitant donc un taux de circulation du liquide plus élevé pour éliminer le CO₂ comparé aux amines primaires et secondaires. Cela peut être amélioré par l'utilisation de promoteurs. Un avantage majeur des amines tertiaires est leurs besoins en chaleur plus faibles pour la libération du CO₂ du solvant contenant du CO₂. Les amines tertiaires montrent une tendance plus faible à former des produits de dégradation en service que les amines primaires et secondaires, et sont plus facilement régénérées. De plus, les amines tertiaires ont des taux de corrosion plus faibles comparés aux amines primaires et secondaires. Le principal inconvénient est que sa vitesse de réaction est trop lente.

Un organigramme typique du procédé d'absorption chimique pour la récupération du CO₂ du gaz de combustion est montré à la Figure 1. Pendant l'opération d'absorption par amine, le flux de gaz résiduel et la solution d'amine liquide sont mis en contact par un flux en contre-courant dans une tour d'absorption (ou absorbeur).

Le gaz de combustion sortant de la cheminée est chaud (environ 240 °C) et à la pression atmosphérique. Le gaz de combustion entrant dans l'absorbeur à haute température peut entraîner une dégradation du solvant et une diminution de l'efficacité d'absorption. Le gaz de combustion doit être refroidi à un point de rosée d'eau de 50 °C avant d'entrer dans l'absorbeur. L'absorbeur fonctionne généralement à moins de 50 °C. Cela est réalisé en pulvérisant de l'eau de refroidissement dans un refroidisseur à contact direct.

Le CO₂ dans le gaz de combustion est refroidi avant d'entrer dans l'absorbeur où il réagit avec le carbonate d'ammonium pour former du bicarbonate d'ammonium. Le NH₃ est libéré sous forme de gaz de la solution de solvant lorsque le CO₂ est absorbé, et la température est maintenue basse pour minimiser cela. Les gaz quittant l'absorbeur passent par un lavage à l'eau pour éliminer l'ammoniac. Le bicarbonate d'ammonium est chauffé dans le régénérateur, séparant le CO₂. Le solvant de carbonate d'ammonium est retourné à l'absorbeur. L'eau et le NH₃ sont éliminés du flux de CO₂ quittant la colonne de stripping.

Un souffleur est installé pour donner au gaz de combustion assez de pression pour traverser le système d'absorption-désorption. Le gaz résiduel à épurer du CO₂ entre normalement dans l'absorbeur par le bas, remonte, et sort par le haut, tandis que le solvant entre par le haut de l'absorbeur, descend (contactant le gaz), et émerge par le bas. La dilution de l'amine circulante avec de l'eau est entreprise pour réduire la viscosité du fluide circulant. Un fluide à viscosité plus élevée nécessite plus de puissance pour pomper et assurer la circulation. La solution d'amine liquide contenant le gaz absorbé s'écoule ensuite vers une unité de régénération (stripper) où elle est chauffée et les gaz acides libérés. La régénération du solvant peut être réalisée à basses pressions pour améliorer la désorption du CO₂ du liquide. Une partie de la solution d'amine est généralement entraînée dans le flux de gaz acide à l'étape de régénération et la solution d'amine est récupérée en utilisant un condenseur, afin d'éviter des pertes excessives de solvant. La solution d'amine pauvre chaude s'écoule ensuite à travers un échangeur de chaleur où elle est mise en contact avec la solution d'amine riche de la tour de contact et de là, la solution d'amine pauvre est retournée à la tour de contact gazeux, c'est-à-dire l'absorbeur.

Dans le cas du procédé d'épuration par amine, avec des amines haute performance (méthyldiéthanolamine activée, aMDEA), le processus complet (amines et compression à 110 kg/cm² de pression) nécessite environ 1,6 tonnes de vapeur à basse pression et 160 kWh d'énergie par tonne de CO₂ capturé.

Il y a certaines limitations des procédés à base d'amines qui ont entraîné des avancées technologiques. La technologie d'épuration par amine dans le passé s'est concentrée sur l'élimination du H₂S (sulfure d'hydrogène) pour le secteur du gaz naturel. Cependant, les exigences sont différentes pour la récupération du CO₂ du gaz de combustion. Un défi est la basse pression du gaz de combustion pour l'absorption du CO₂. De plus, les impuretés dans le gaz de combustion telles que l'O₂, les oxydes de soufre (SO₂, SO₃), les oxydes d'azote, et les matières particulaires créent des défis spéciaux pendant le processus de séparation.

En résumé, la récupération du CO₂ du gaz de combustion de combustion nécessite une quantité significative de pré-traitement afin d'éviter tout problème dans l'étape d'absorption par solvant. Cela ajoute au coût de la capture du CO₂. Cependant, des améliorations significatives peuvent être apportées au processus d'absorption par solvant en termes d'optimisation des compositions des amines absorbantes et des contacteurs gaz-liquide, afin de gérer cela.

Absorption physique

Pour l'absorption physique, le CO₂ est physiquement absorbé dans un solvant selon la loi de Henry. La capacité d'absorption des solvants organiques ou inorganiques pour le CO₂ augmente avec l'augmentation de la pression et la diminution des températures. L'absorption du CO₂ se produit à des pressions partielles élevées de CO₂ et à basses températures. Les solvants sont ensuite régénérés soit par chauffage, soit par réduction de pression. L'avantage de cette méthode est qu'elle nécessite relativement peu d'énergie ; mais le CO₂ doit être à haute pression partielle.

Adsorption physique sur solide

Un processus d'adsorption consiste en deux étapes majeures : (i) l'adsorption, et (ii) la désorption. La faisabilité technique d'un processus est dictée par l'étape d'adsorption, tandis que l'étape de désorption contrôle sa viabilité économique. L'adsorption nécessite une forte affinité entre un adsorbant et le composant à éliminer d'un mélange gazeux (dans ce cas, le CO₂). Cependant, plus l'affinité est forte, plus il est difficile de désorber le CO₂ et plus l'énergie consommée pour régénérer l'adsorbant pour la réutilisation au cycle suivant est élevée. Donc, l'étape de désorption doit être très soigneusement équilibrée contre l'étape d'adsorption pour que le processus global soit réussi.

Les processus d'adsorption sont assez attractifs pour le mécanisme de capture du CO₂, malgré leurs inconvénients tels que la faible capacité des adsorbants et l'influence des contaminants comme le SO₂ et l'H₂O sur le processus de séparation. Il y a aussi des avantages de ce processus tels que la disponibilité, la flexibilité, le fonctionnement entièrement automatisé du processus et la production de produit de haute pureté. La séparation peut être réalisée par adsorption à oscillation de pression (PSA) (Figure 2), adsorption à oscillation de pression sous vide (VPSA), adsorption à oscillation de température (TSA), adsorption à oscillation de pression-température (PTSA), ou processus d'adsorption à oscillation électrique (ESA). Les lits de l'installation sont remplis d'adsorbants solides. La sélectivité dépend de la différence d'équilibre d'adsorption ou de taux d'adsorption et sur l'efficacité (concentration et récupération) a une signification sur la configuration du cycle, le temps d'adsorption, la pression d'adsorption et de désorption, la température pendant le processus ainsi que le type d'adsorbant appliqué.

L'avantage principal de l'adsorption physique sur l'absorption chimique est son fonctionnement et sa régénération simples et économes en énergie, qui peuvent être réalisés avec un cycle d'oscillation de pression ou de température (une oscillation de pression ou de température alors que le processus passe par un cycle d'absorption-désorption pour atteindre la séparation). L'adsorption à oscillation de pression est un processus commercial pour la séparation de H₂ des mélanges H₂ et CO₂ dans la production de H₂.

Il y a eu des avancées significatives dans le développement d'adsorbants pour l'élimination du CO₂ des gaz de combustion. Le matériau d'adsorption principal utilisé a été les zéolites. Les zéolites sont plus efficaces pour la séparation du CO₂ des espèces moins polaires que le CO₂, donc la présence d'eau et de SOx dans les flux de gaz de combustion pose un problème.

De nouveaux adsorbants ont été envisagés et développés tels que les carbones, les silico-aluminates mésoporeux (par exemple, les structures imidazolates zéolithiques, ZIFs) et les structures organométalliques (MOFs). Les adsorbants à base de carbone ont le potentiel d'être régénérés en appliquant une tension électrique (ESA). De nouveaux matériaux à l'étude incluent les dérivés d'hydroxydes doubles lamellaires (LDHs et LDOs). D'autres avancées incluent la fonctionnalisation des pores du matériau adsorbant en incorporant des amines pour augmenter le chargement en CO₂. Dans ce cas, le CO₂ est séparé par un processus de chimisorption.

De nouveaux processus sont en développement pour traiter les flux de gaz de combustion à haute humidité et impuretés. Ceux-ci incluent les lits d'adsorbants multicouches. Les lits multicouches permettent l'utilisation d'adsorbants avec une haute sélectivité pour le CO₂ mais qui se dégradent significativement en présence d'eau.

Technologies de capture pré-combustion

Les technologies de capture pré-combustion impliquent l'élimination des polluants et du CO₂ dans le traitement en amont des combustibles fossiles avant leur combustion pour la récupération de chaleur (via vapeur), ou la production d'énergie électrique ou de H₂.

Un inconvénient de la capture post-combustion du C est la faible concentration de CO₂ dans les gaz de combustion qui entraîne une pénalité énergétique relativement élevée et un coût élevé de capture du C. La capture pré-combustion vise à réduire ces pénalités en décarbonisant le flux de processus riche en CO₂ avant la combustion du carburant riche en H₂ restant. Pour atteindre la décarbonisation des carburants hydrocarbures, ils sont d'abord convertis en un gaz de synthèse par la gazéification d'un carburant avec de l'O₂ (ou de l'air). Le gaz de synthèse est un mélange de CO (monoxyde de carbone), H₂, CO₂ et eau, selon le processus de conversion et le carburant et autres composants.

Le gaz de synthèse est un produit intermédiaire, qui peut ensuite être converti pour produire : (i) H₂, (ii) énergie électrique intégrée, en utilisant la réaction de conversion eau-gaz, ou (iii) poly-génération où une gamme de produits énergétiques peut être là incluant l'énergie, la chaleur, H₂ et les syncarburants et autres produits chimiques. Le processus impliqué avec chacun de ces produits énergétiques finaux est décrit ci-dessous.

Production de H₂ par reformage du méthane

La méthode la plus largement utilisée aujourd'hui pour produire du H₂ est le reformage catalytique à la vapeur du méthane (CH₄). La réaction de reformage convertissant CH₄ et H₂O en CO et H₂ est endothermique. La réaction est réalisée sur un catalyseur Ni (nickel) à haute température dans un four à feu direct alimenté par CH₄. Le catalyseur est empoisonné par le S (soufre), donc tout S présent dans l'alimentation doit être éliminé. Le gaz de synthèse est à son tour passé à travers un convertisseur de conversion eau-gaz catalytique, où le CO réagit exothermiquement avec la vapeur pour produire du H₂ et un sous-produit CO₂. Ces sous-produits sont ensuite éliminés du système. Le gaz d'échappement contient encore une valeur calorifique significative, donc il est brûlé pour produire de la vapeur ou de l'énergie électrique.

Gazéification du charbon

Les technologies de gazéification peuvent produire un flux gazeux, riche en CO₂ et à pression modérée. Le charbon d'alimentation est gazéifié dans l'O₂ (ou l'air) pour produire un gaz de synthèse. Le gaz de synthèse est refroidi à 200 °C dans des refroidisseurs de gaz de synthèse générant des vapeurs à haute et basse température. Il est ensuite décalé davantage dans un réacteur de conversion eau-gaz à basse température. Le réacteur de conversion eau-gaz est un réacteur catalytique où le CO réagit avec la vapeur pour produire plus de H₂ et de CO₂. Le gaz est ensuite refroidi à 35 °C en préparation pour l'élimination des gaz acides. Environ 99 % du H₂S est éliminé du gaz de synthèse par absorption physique et converti en soufre élémentaire. Une unité PSA peut être utilisée pour séparer 85 % du H₂ du gaz de synthèse sans soufre. Le H₂ sort à environ 60 kg/cm² et à haute pureté (supérieure à 99,99 %). Le CO₂ peut être épuré du gaz de synthèse en aval du système de capture du S. Le gaz de purge PSA est comprimé et brûlé dans une turbine à gaz à cycle combiné pour produire de l'énergie électrique.

Les technologies de gazéification sont bien établies pour la production de H₂. Des usines commerciales ont été construites et exploitées avec succès pour produire du H₂ pour les applications de raffinerie et la fabrication chimique (par exemple, production de NH₃ et de méthanol) basées sur une gamme de matières premières hydrocarbures.

Énergie électrique intégrée

Le gaz de synthèse à haute teneur en H₂ peut être brûlé dans un turbo-détendeur pour produire de l'énergie électrique dans un cycle combiné. Si le gaz de synthèse est produit en utilisant la gazéification, le schéma est appelé cycle combiné à gazéification intégrée (IGCC). L'IGCC permet de générer de l'électricité à haute efficacité. Parce que le gaz doit être nettoyé pour prévenir les dommages à la turbine à gaz, l'IGCC a des émissions environnementales très faibles. De plus, les usines IGCC utilisent moins d'eau. L'IGCC est actuellement utilisé commercialement dans de nombreuses usines dans le monde par gazéification de résidus pétroliers pour fournir de l'énergie, du H₂ et de la vapeur.

Les trois principaux types de gazéifieurs à charbon sont : (i) lit mobile, (ii) lit fluidisé, et (iii) flux entraîné. Cependant, la plupart des gazéifieurs considérés pour la capture du CO₂ sont actuellement basés sur des gazéifieurs à flux entraîné. L'application commerciale de l'IGCC à base de charbon a été limitée par ses coûts relativement élevés, sa faible disponibilité d'usine et la concurrence des centrales à charbon pulvérisé. Le coût de la capture du CO₂ dans l'IGCC dépend fortement du type de gazéifieur.

Comme mentionné ci-dessus, pour permettre la capture du CO₂, le gaz de carburant doit être alimenté dans un réacteur de décalage catalytique où la majeure partie du CO est réagie par la vapeur pour donner du H₂ et du CO. Pour le gazéifieur à alimentation en boue, une vapeur suffisante est déjà présente dans le gaz de carburant de l'évaporation de l'eau de boue de charbon et du refroidissement par trempage du gaz de produit du gazéifieur. Cependant, pour le gazéifieur à alimentation sèche, la vapeur doit être prise du cycle de vapeur et ajoutée à l'alimentation en gaz de carburant du convertisseur de décalage.

Il est à noter que l'IGCC est plus cher pour la génération d'électricité que la combustion conventionnelle de charbon pulvérisé, sans capture de CO₂ dans les deux cas.

Poly-génération

Le gaz de synthèse est un bon bloc de construction, car il peut être utilisé pour produire une large gamme de produits énergétiques. La plus grande flexibilité offerte est la poly-génération, dans laquelle le « gaz de synthèse » peut produire de la vapeur, de l'énergie électrique, du H₂ et des produits chimiques (tels que le méthanol, les liquides Fischer-Tropsch) dans un complexe d'usine unique.

Un certain nombre de technologies de séparation différentes, y compris les technologies de solvant, d'adsorbant et de membrane, peuvent être appliquées pour séparer le CO₂ des produits de gazéification.

Absorption

La technologie conventionnelle est l'absorption physique dans un processus en deux étapes qui élimine le H₂S puis capture le CO₂. Cependant, le gaz doit être refroidi après la réaction de conversion eau-gaz et puis réchauffé avant de générer de l'énergie. Cela réduit l'efficacité et augmente le coût.

Adsorption

Les adsorbants peuvent être utilisés pour séparer le CO₂ des flux de gaz de combustion post-combustion en aval de la réaction de conversion eau-gaz. L'adsorption à oscillation de température (TSA) et l'adsorption à oscillation de pression/vide (VSA/PSA) peuvent être utilisées pour récupérer le CO₂ de l'adsorbant. Le CO₂ est à basse pression lorsqu'il est récupéré via VSA/PSA et doit être compressé pour le stockage.

Membranes

Des systèmes avancés de séparation de gaz basés sur les membranes sont actuellement en développement pour combiner la réaction de conversion eau-gaz et la séparation de H₂ en une seule étape. Les systèmes basés sur les membranes emploient un réacteur à membrane de séparation de H₂ par conversion eau-gaz (HSMR) pour décaler le gaz de synthèse et extraire le H₂. La température maximale d'environ 475 °C assure une cinétique chimique rapide et une bonne performance d'équilibre de conversion eau-gaz est obtenue par l'élimination continue du produit H₂.

Il existe trois classes majeures de membranes perméables à l'H₂ inorganiques : (i) tamisage moléculaire céramique, (ii) transport d'ions céramique dense, et (iii) métal dense.

Avantages et inconvénients de la pré-combustion (décarbonisation)

Les avantages de la pré-combustion (décarbonisation) sont : (i) la séparation du CO₂ via absorption par solvant ou PSA est prouvée. Le gaz d'échappement arrive à des pressions élevées et de hautes concentrations de CO₂ réduisent significativement les coûts de capture, (ii) les coûts de compression sont plus faibles que les sources post-combustion car le CO₂ peut être produit à des pressions modérées, (iii) la technologie offre de faibles émissions de SOx et NOx, (iv) le produit principal est le gaz de synthèse, qui peut être utilisé pour d'autres applications commerciales ou produits, et (v) une large gamme de carburants hydrocarbures peut être utilisée comme matière première, tels que gaz, pétrole, charbon, et coke de pétrole, etc. Les inconvénients sont : (i) le carburant d'alimentation doit convertir le carburant en gaz de synthèse d'abord, (ii) les turbines à gaz, radiateurs, chaudières doivent être modifiés pour le tir au H₂, (iii) coûts plus élevés et risque technologique plus grand, et (iv) cela nécessite des modifications majeures aux usines existantes pour la rénovation.

Combustion oxy-combustible

La combustion oxy-combustible représente une approche émergente novatrice pour une combustion de combustibles fossiles à émissions quasi nulles et plus propre. Elle est accomplie en brûlant le carburant dans de l'O₂ pur au lieu de l'air. En éliminant le N₂ (azote) dans le processus de combustion, l'échappement du flux de gaz de combustion est principalement composé d'eau et de CO₂, sans aucun N₂. Du CO₂ de haute pureté peut être récupéré par condensation de l'eau. Cependant, lorsque le carburant est brûlé dans de l'O₂ pur, la température de flamme est beaucoup plus élevée que dans un brûleur normal à air soufflé et le matériau de construction conventionnel pour le brûleur n'est pas capable de résister à cette haute température. Donc, soit le matériau de construction doit être amélioré, soit la température de flamme doit être abaissée. Le développement de matériaux résistants aux hautes températures a été lent car c'est une entreprise majeure de R&D (recherche et développement). Il existe un certain nombre de méthodes qui peuvent être utilisées pour modérer la température de flamme, la plus courante étant le recyclage du CO₂. Dans le recyclage du CO₂, une partie du flux de gaz de combustion riche en CO₂ est recyclée vers le brûleur pour abaisser la température de flamme de manière similaire à celle dans un brûleur normal à air soufflé. Une autre méthode est d'utiliser l'injection d'eau plutôt que le recyclage du CO₂ pour contrôler la température de flamme. Cela est souvent appelé combustion « hydroxi-carburant ». Effectivement, ces deux options permettent l'utilisation continue de matériaux réfractaires conventionnels jusqu'à ce que de nouveaux matériaux résistants aux hautes températures puissent être développés.

Un avantage primaire de la combustion oxy-combustible est le flux de CO₂ de très haute pureté qui est produit pendant la combustion. Après l'élimination des contaminants traces, ce flux de CO₂ est plus facilement purifié et éliminé que la capture post-combustion. Il y a d'autres avantages aussi tels que la réduction de la formation de NOx, etc. Lors de la combustion de pétrole ou de charbon, seulement deux opérations unitaires sont nécessaires pour l'élimination combinée de tous les autres polluants : un précipitateur électrostatique (ESP) ou filtre à manches et un échangeur de chaleur à condensation (CHX)/système de réactif. Il est aussi possible de simplifier le système de réactif dans le CHX pour atteindre l'élimination totale du SO₂ avec le flux de CO₂ pour le stockage géologique. Cela réduit encore le coût des opérations unitaires pour la réduction de la pollution. Le CHX augmente l'efficacité thermique de la chaudière selon le type de combustible fossile brûlé, étant le plus bas pour le charbon bitumineux de haut rang et le plus haut pour le gaz naturel.

Un autre avantage est la réduction significative de la taille et du coût en capital de tout l'équipement d'usine comparé aux systèmes de combustion conventionnels à base d'air. Cela est dû à la diminution d'environ 5 fois du volume de la boîte de feu et des débits de gaz de combustion de sortie car le N₂ est éliminé dans le processus de combustion.

Le désavantage majeur de la combustion oxy-combustible est le coût en capital élevé (principalement dû aux exigences en O₂) et la grande exigence en énergie électrique inhérente aux unités conventionnelles de séparation d'air cryogéniques requises pour générer l'O₂. La combustion oxy-combustible n'est pas actuellement utilisée dans les systèmes de combustion typiques de grande taille car le système de séparation d'air est cher et le recyclage des gaz de combustion doit être pratiqué pour modérer la température de flamme.