Le charbon, qui est le cheval de bataille de la production d'électricité dans de nombreuses régions, subit une forte pression pour se moderniser. La technologie du cycle combiné de gazéification intégrée (GICC) est l'un des moyens les plus prometteurs pour obtenir une électricité plus propre et plus efficace alimentée au charbon. En convertissant le charbon en gaz synthétique avant la combustion, le GICC rompt le lien traditionnel entre la combustion de combustibles solides et la pollution, offrant un itinéraire vers des centrales à charbon à émissions quasi nulles lorsqu'elles sont jumelées au captage du carbone.

Qu'est-ce que la technologie de l'IGCC?

Au lieu de brûler le charbon directement dans une chaudière, le charbon solide est d'abord transformé en gaz de synthèse combustible, ou gaz de synthèse, principalement composé d'hydrogène et de monoxyde de carbone. Ce gaz de synthèse est ensuite nettoyé des polluants avant d'être brûlé dans une turbine à gaz pour produire de l'électricité. Les gaz d'échappement chauds de la turbine à gaz passent par un générateur de vapeur de récupération de chaleur (HRSG) pour produire de la vapeur qui conduit une turbine à vapeur, créant ainsi une puissance supplémentaire. Le terme «intégré» désigne le couplage serré de l'unité de séparation de l'air, du gazéifiant, du nettoyage des gaz et des systèmes à cycle combiné pour maximiser l'efficacité thermique globale.

Le procédé de gazéification lui-même se produit à haute température (habituellement de 1300 à 1600 °C) et à pression modérée (20 à 70 bar) dans un milieu à faible teneur en oxygène. Le charbon réagit avec l'oxygène et la vapeur pour produire des syngas, tandis que la matière minérale du charbon fond dans un laitier vitré qui peut être utilisé comme un agrégat de construction. Ce laitier est non léchéable et inerte sur le plan environnemental. Le courant de gaz synthétisé est ensuite refroidi et soumis à une série d'étapes de nettoyage pour éliminer les particules, les composés de soufre (comme le H2S et le COS), l'ammoniac, le mercure et d'autres contaminants traces.

Comme le gaz de synthèse est sous pression et nettoyé avant la combustion, le CGIC évite de nombreux défis de nettoyage après la combustion qui frappent les centrales de charbon pulvérisé traditionnelles (PC). Il en résulte un système d'alimentation électrique qui peut atteindre des rendements plus élevés avec des émissions plus faibles, tout en maintenant la capacité de capturer la précombustion du dioxyde de carbone, avantage difficile à mettre en correspondance avec les technologies conventionnelles du charbon.

Composantes techniques d'une usine de la CIG

Groupe de la séparation des airs

Une unité de séparation de l'air (ASU) sépare l'oxygène de l'air ambiant pour fournir le gazéificateur. Les ASU modernes utilisent la distillation cryogénique pour produire >95% d'oxygène pur. L'ASU est une charge parasitaire majeure, consommant 10 à 15% de la production brute de l'usine, mais il élimine le besoin de manutention d'azote coûteuse et à forte intensité énergétique.

Gazéificateur

Plusieurs modèles de gazéificateur ont été déployés : les gazéificateurs entraînés (par exemple GE/Texaco, Shell, Siemens), les lits fluidisés et les lits mobiles. Les gazéificateurs entraînés dominent les installations commerciales du CIGC parce qu'ils manipulent la plus grande gamme de charbons et produisent un gaz synique propre et exempt de goudron. Le choix du gazéificateur a des répercussions sur l'efficacité, la manipulation des laitiers et la composition des gaz syniques.

Nettoyage des gaz

Un système de nettoyage en deux étapes, généralement un cyclone suivi d'un épurateur humide ou d'un filtre sec, élimine les particules à moins de 1 mg/Nm3. L'élimination du soufre est obtenue par absorption à base de solvant (p. ex. Selexol, MDEA) qui capture H2S et les convertit en soufre élémentaire par le procédé Claus. L'élimination du mercure se fait par des lits de carbone activé.

Turbine à gaz

Les installations du CIGC utilisent des turbines à gaz spécialement modifiées conçues pour traiter les gaz synthétisés riches en hydrogène, dont la valeur de chauffage volumétrique est généralement inférieure de 4 à 6 MJ/Nm3 à celle du gaz naturel. Les turbines nécessitent des buses de carburant plus grandes, des combustibles modifiés pour gérer la stabilité de la flamme et la formation de NOx, et des systèmes de refroidissement avancés.

Générateur de vapeur et turbine à vapeur

L'échappement de la turbine à gaz, toujours riche en oxygène et en énergie thermique, entre dans le HRSG, où il génère de la vapeur à plusieurs niveaux de pression (haut, réchauffé, faible).Cette vapeur est envoyée à une turbine à vapeur à condensation, qui ajoute 30 à 35% de la production totale de l'usine.

Efficacité et performance environnementale

Les centrales commerciales à PCCIM obtiennent systématiquement une efficacité électrique nette de 40 à 45 % sur une base de valeur de chauffage plus élevée (VHH), comparativement à 33 à 38 % pour les centrales à PC sous-critiques et à 38 à 42 % pour les centrales à PC supercritiques.

En nettoyant les gaz de synthèse avant la combustion, le CIGC élimine plus de 99 % du soufre, ce qui permet d'obtenir des émissions de SO2 inférieures à 0,01 lb/MMBtu. Les émissions de NOx sont également faibles, généralement 0,03–0,05 lb/MMBtu, en raison de l'utilisation d'injections de diluants et de prémélanges maigres. Les émissions de particules sont inférieures aux limites détectables.

Le captage du carbone peut être réalisé à l'aide de solvants physiques (par exemple, le séléxol) pour séparer le CO2, qui est ensuite séché, comprimé et transporté pour stockage ou utilisation. La pénalité énergétique pour le captage du CO2 d'une usine du CIGC est d'environ 7-10 points d'efficacité, contre 10-12 points pour une usine de PC supercritique. Cela se traduit par des coûts évités moins élevés de CO2 par tonne.

Compatibilité de la capture et du stockage du carbone

Dans une usine de PC, le CO2 doit être capturé dans un flux de gaz de combustion dilué et à basse pression à l'aide de solvants chimiques, un procédé qui nécessite une vapeur importante et qui entraîne des pénalités d'efficacité importantes. Dans une usine de PC à précombustion, la réaction de déplacement convertit le CO dans le gaz de synthèse en CO2 et en hydrogène, puis le CO2 est séparé à haute pression partielle à l'aide de solvants physiques.

Le cycle de gazéification combiné intégré avec captage du carbone (GICC-CCS) offre plusieurs avantages : une réduction de la pénalité énergétique pour captage, une réduction de l'équipement et une possible coproduction d'hydrogène et d'électricité. Plusieurs projets de démonstration, dont l'usine du comté de Kemper, maintenant parée, au Mississippi, et l'usine Duke Energy Edwardsport, qui a connu un succès technique mais qui a été difficile, ont permis de tirer des leçons précieuses.

Les recherches en cours sur les membranes avancées, le nettoyage des gaz chauds et les solvants nouveaux visent à réduire encore la pénalité pour coût et efficacité de la capture de CO2. Lorsque des mécanismes de politique tels que la tarification du carbone ou les crédits d'impôt (par exemple, 45Q aux États-Unis) offrent des incitations suffisantes, le CIGCC-CSC pourrait devenir commercialement viable pour de nouveaux bâtiments.

Flexibilité du carburant

Bien que la plupart soient conçus pour le charbon bitumineux, beaucoup peuvent traiter des combustibles subbitumineux, du lignite, du pétcoke et même de la biomasse. Cette flexibilité permet aux services publics de réagir aux marchés des combustibles et de tirer parti de combustibles à moindre coût. La co-filtration de 20 à 30 % de biomasse avec le charbon dans une usine de la CIGC peut réduire davantage les émissions nettes de CO2, car la part de biomasse est considérée comme neutre en carbone. La turbine à gaz modifiée peut également brûler du gaz naturel ou du gaz de synthèse seule, permettant à l'usine de servir d'actif souple dans les réseaux à forte pénétration renouvelable.

Cette agilité du combustible permet également de prévenir les perturbations potentielles de l'offre ou la volatilité des prix. Pour des pays comme l'Inde et la Chine qui comptent sur des charbons de qualité inférieure, l'IGCC offre une voie pour une production d'énergie propre et efficace sans avoir besoin d'étapes coûteuses de préparation du combustible comme le lavage du charbon.

Considérations économiques

Les centrales commerciales du CCIG ont coûté entre 20 et 30 % de plus par kW que les centrales à PC supercritiques, et leur disponibilité a été plus faible au cours des premières années d'exploitation. Le coût de l'électricité (CCE) normalisée pour une centrale à PC sans CCS se situe généralement entre 90 et 120 $/MWh (en 2023 USD), comparativement à 65 et 100 $/MWh pour le charbon supercritique et à 40 et 70 $/MWh pour les turbines à gaz à cycle combiné (CGFC).

Les taux de disponibilité des centrales commerciales précoces ont oscillé entre 75 et 85 % après la mise en place initiale, comparativement à plus de 90 % pour les centrales à PC matures. Cependant, l'expérience acquise dans des centrales comme la centrale de Polk de Tampa Electric , une unité de 260 MW qui a atteint plus de 90 % de disponibilité dans les années suivantes, montre que la fiabilité peut être améliorée grâce à l'optimisation de la conception, à l'amélioration des matériaux et à la formation des opérateurs.

Les comparaisons économiques doivent également tenir compte du coût du carbone évité. Lorsqu'un prix du carbone important (par exemple > 50 $/tCO2) est appliqué, le CIGCC-CCS devient plus attrayant que le charbon non absorbé et peut même concurrencer les cycles combinés de gaz naturel.

Projets mondiaux du CIGC et enseignements tirés

La centrale électrique Tampa (Florida, États-Unis) de 250 MW (250 MW) est entrée en service en 1996 et a fonctionné avec succès pendant plus de deux décennies, démontrant la faisabilité d'une gazéification à flux entraîné avec un gazéificateur GE. L'usine de Duke Energy Edwardsport de 531 MW (Indiana, États-Unis) a commencé à fonctionner en 2013 et a rencontré des défis techniques et financiers importants, mais elle continue de fonctionner et a contribué à faire progresser la compréhension de l'intégration à grande échelle. En Europe, l'usine de Nuon (maintenant Vattenfall) de Magnum aux Pays-Bas a commencé à fonctionner en tant que CGPC utilisant des gazéificateurs Shell, par la suite convertissant au gaz naturel en raison des pressions économiques.

Les principaux enseignements tirés de ces projets sont l'importance critique de refroidisseurs de gaz de synthèse fiables (radige et convectif), la nécessité de systèmes de manutention robustes des laitier et la valeur d'une intégration technique rigoureuse à l'avance.Les projets qui ont tenté d'étendre les conceptions de gazéification non testées ou qui ont été écourtés par des redondances dans des systèmes critiques ont souvent subi des pannes prolongées.

Défis et limites

Au-delà des coûts élevés en capital, le CIGC doit relever plusieurs autres défis : l'usine est intrinsèquement plus complexe qu'une usine de PC, nécessitant un personnel opérationnel plus important, possédant des compétences spécialisées en gazéification, en traitement chimique et en systèmes à haute pression. Les sections de déplacement et d'élimination du soufre des gaz d'eau sont sujettes à l'encrassement et à la corrosion si elles ne sont pas conçues correctement.

La situation du marché a également évolué par rapport au charbon dans de nombreuses régions, et la montée rapide du gaz naturel, des énergies renouvelables et la baisse des coûts du stockage des batteries ont réduit l'incitation économique à la création de nouvelles capacités au charbon de toute nature, ce qui a permis à la CIGC de devenir une technologie de niche adaptée aux pays où le charbon est abondant, où les prix du carbone sont élevés et où la politique de commercialisation du charbon est engagée.

Perspectives d'avenir et innovation

L'avenir de l'IGCC réside dans l'innovation technologique qui réduit les coûts et augmente l'efficacité tout en permettant une exploitation souple pour compléter les énergies renouvelables.

  • Nettoyage des gaz chauds:[ Développer des sorbants et des filtres qui peuvent éliminer le soufre et les particules à des températures supérieures à 500 °C, éliminant ainsi la perte d'efficacité du refroidissement des gaz de synthèse.
  • Des conceptions avancées de gazéificateur:[ Les membranes de transport d'oxygène intégrées au gazéificateur réduisent le besoin d'ASU cryogénique, de capital de coupe et de charge parasitaire.
  • Des températures d'entrée plus élevées pour les turbines :[ Les progrès réalisés dans les matériaux de turbine à gaz (p. ex. céramiques, revêtements de barrière thermique) permettent de faire fonctionner des températures jusqu'à 1700 °C, ce qui améliore encore l'efficacité du cycle combiné.
  • Polygénération: Les installations du CIGC peuvent être conçues pour produire non seulement de l'électricité, mais aussi de l'hydrogène, du méthanol, de l'ammoniac ou des liquides Fischer-Tropsch. Cela permet à l'usine de générer de la valeur à partir de multiples flux de revenus, améliorant ainsi l'économie.
  • Intégration avec des énergies renouvelables:[ L'électricité renouvelable excédentaire peut être utilisée pour produire de l'hydrogène par électrolyse, puis injectée dans le flux de combustible de l'IGCC, stockant efficacement l'énergie renouvelable sous forme de gaz de synthèse, ce qui permet à l'usine d'agir comme une source d'énergie à faible teneur en carbone.
  • Modularisation :[ Des gazéificateurs modulaires de petite taille (20–50 MW) utilisant des lits fluidisés ou des lits mobiles sont en cours de développement pour les applications d'énergie distribuée et de déchets à énergie, qui pourraient réduire le coût d'entrée et permettre un déploiement échelonné.

Les gouvernements qui envisagent de créer une infrastructure de transport et de stockage du CO2 doivent poursuivre leur action en matière de tarification du carbone, fournir des incitations financières aux premiers adoptants et investir dans cette infrastructure.Le programme de production d'électricité de charbon avancée du département américain de l'énergie continue de financer la recherche de l'IGCC. La fiche d'information de l'IGCC de l'ODEE offre un aperçu concis de la technologie.

Conclusion

Le cycle combiné de gazéification intégrée demeure l'une des solutions les plus efficaces sur le plan technique pour produire de l'électricité à faible émission de charbon. Sa capacité à réaliser des économies nettes élevées, à éliminer presque tous les polluants classiques et à intégrer de manière rentable les positions de captage du carbone comme technologie essentielle pour tout avenir énergétique qui continue d'utiliser des combustibles fossiles. Les coûts élevés en capital et les défis opérationnels sont réels mais non insurmontables; ils reflètent le stade précoce d'une technologie qui n'a pas encore bénéficié d'un déploiement de masse.

Pour les pays fortement tributaires du charbon pour l'électricité - la Chine, l'Inde, l'Allemagne, les États-Unis, etc. - l'IGCC offre un pont vers un avenir à faible intensité de carbone sans s'enliser dans les réserves de combustible existantes. La flexibilité de la technologie en matière de combustible permet également de co-alimenter la biomasse et la production d'hydrogène, en en élargissant la pertinence.