La précombustion : décarboner le combustible
Envisagée pour de futures centrales thermiques, notamment à charbon, la précombustion est constituée d’une chaîne complexe de procédés. « Elle vise à retirer le CO2 du combustible en amont de la combustion… en le transformant en hydrogène », explique Stéphane Bertholin, ingénieur de recherche à l’IFP Énergies nouvelles (Ifpen). La première étape, similaire à l’oxycombustion, doit éliminer l’azote présent dans l’air grâce à une séparation cryogénique [lire l’encadré].
Associée à une haute température (de 600 à 1 800 °C), l’injection d’une quantité contrôlée d’oxygène lance ensuite la gazéification du charbon. « Le principe est de ne pas fournir assez d’oxygène pour aller au bout de la combustion », précise Stéphane Bertholin. Un premier gaz de synthèse sort alors du réacteur, composé de monoxyde de carbone (CO) et de dihydrogène (H2). Après une élimination des particules, ce mélange est transformé en CO2 et H2 grâce à la réaction dite du gaz à l’eau. « Cette dernière modifie l’équilibre du gaz de synthèse grâce à un catalyseur chimique à base de cuivre, de zinc ou bien de fer », ajoute l’ingénieur de recherche.
La séparation du dihydrogène et du dioxyde de carbone est ensuite réalisée par absorption physique ou par membranes, au moyen de technologies semblables à celles développées dans le cadre de la postcombustion. « L’hydrogène, combustible décarboné, peut permettre de produire de l’électricité, tandis que le dioxyde de carbone est récupéré par condensation pour éliminer les traces d’eau restantes », complète le spécialiste.
Ce procédé a pour atout sa faible pénalité énergétique : dans le cas d’une centrale à cycle combiné à gazéification intégrée (CCGI), seuls 6,5 % de l’efficacité de la production d’électricité seraient perdus avec la précombustion, d’après une étude parue en 2011 dans l’International Journal of Greenhouse Gas Control. En comparaison, l’oxycombustion fait perdre 8,8 % d’efficacité à une centrale à charbon. En revanche, les coûts d’investissement seraient 1,6 fois plus élevés pour les centrales à précombustion que pour celles à oxycombustion.
L’oxycombustion : décarboner la combustion
Cette technologie consiste à réaliser la combustion avec de l’oxygène plutôt qu’avec de l’air, ce qui donne, à la sortie, une fumée très concentrée en dioxyde de carbone et dépourvue d’azote. La première étape doit donc séparer l’oxygène de l’air à l’aide d’un procédé cryogénique [lire l’encadré]. « Cette partie du procédé consomme beaucoup d’énergie, ce qui est le principal défaut de l’oxycombustion », souligne Stéphane Bertholin, ingénieur de recherche à l’Ifpen.
Dans la chaudière, une partie de la fumée produite (composée essentiellement de CO2 et H2O) alimente aussi la combustion. « Ce recyclage dilue la flamme pour que la combustion se passe dans des conditions normales de température – autour de 900 à 1 000 °C. Si nous brûlions le combustible seulement avec de l’oxygène, la flamme atteindrait 1 800, voire 2 000 °C, ce qui endommagerait les matériaux », développe le chercheur. Après dépoussiérage et désulfuration, les fumées – désormais uniquement composées de CO2 et H2O – sont condensées pour récupérer le dioxyde de carbone. Des verrous – comme la corrosion provoquée par l’oxygène – doivent être levés avant d’envisager un passage de ce procédé à l’échelle industrielle.
Air liquide mise sur la cryogénie
La séparation cryogénique des gaz, largement éprouvée dans le cadre de la production d’oxygène, est une technologie de TRL 5-6 à la base de certains systèmes de captage du dioxyde de carbone. C’est notamment ce que propose le groupe Air liquide avec une série de produits nommée Cryocap. « Différentes solutions ont ainsi été développées – Cryocap H2 pour un procédé de précombustion, Cryocap Oxy pour une séparation de type oxycombustion, Cryocap Flue Gas en postcombustion – en fonction de la teneur en CO2 en entrée. Le cœur de ces procédés est cryogénique, mais nous les hybridons avec des membranes ou bien de l’adsorption afin de nous adapter au mieux à l’usine à décarboner », explique Richard Dubettier, le directeur des technologies cryogéniques d’Air liquide. Seul Cryocap H2 a atteint le stade du démonstrateur industriel, dans son usine de production d’hydrogène par vaporeformage de méthane à Port-Jérôme (Seine-Maritime). Reste que la consommation d’électricité est élevée pour séparer des gaz par cryogénie. L’air est en effet comprimé, séché puis refroidi à – 50 °C pour condenser le dioxyde de carbone. Le liquide obtenu, riche en CO2, est ensuite réchauffé à – 30 °C pour lancer une distillation. « La cryogénie a la réputation d’être consommatrice d’énergie, admet Richard Dubettier. Mais c’est seulement le cas si on la fait fonctionner pour des concentrations en CO2 inadaptées ! D’où l’intérêt de la famille de procédés Cryocap. » D’après une analyse parue en 2021 dans le Journal of Carbon Research, la technologie cryogénique (à colonne à garnissage) requiert entre 2,4 et 5,2 gigajoules (GJ) par tonne de CO2 capté pour un coût compris entre 50 et 120 euros, tandis que l’absorption chimique utilise entre 2,3 et 9,2 GJ par tonne captée pour un coût oscillant entre 35 et 90 euros.
Références consultées
B. Singh et al., « Comparative life cycle environmental assessment of CCS technologies », International Journal of Greenhouse Gas Control, vol. 5, issue 4, 2011, p. 911-921
M. Kheirinik et al., « Comparative techno-economis analysis of carbon capture processes: pre-combustion, post-combustion and oxy-fuel combustion operations », Sustainability, vol. 13, issue 24, 2021, 13567
C. Font-Palma et al., « Review of cryogenic carbon capture innovations and their potential applications », Journal of Carbon Research, vol. 7, issue 3, 2021, 58
