La question du captage du dioxyde de carbone (CO2) provenant des centrales électriques à gaz et au charbon est devenue un sujet de plus en plus crucial dans le contexte des efforts mondiaux visant à réduire les émissions de gaz à effet de serre et limiter le réchauffement climatique. En 2019, les émissions de CO2 provenant de la production d'électricité, excluant les centrales de cogénération, utilisaient 0,56 Gt de CO2 pour le gaz naturel et 0,95 Gt pour le charbon. Ces chiffres peuvent sembler insignifiants par rapport à la masse totale de CO2 dans l'atmosphère, mais ils révèlent l'ampleur du défi lié à la réduction des émissions industrielles.

En 2020, en grande partie à cause de la pandémie de Covid-19, les émissions du secteur énergétique ont diminué de 3,3 % par rapport à l'année précédente, soit une réduction record de 450 millions de tonnes. Toutefois, il est raisonnable d'estimer qu'en 2021, avec la reprise partielle de l'activité, le total des émissions atteignait 1,51 Gt, ce qui correspond à environ 0,194 ppmv (parties par million en volume) de CO2 dans l'atmosphère. Ce chiffre représente une petite fraction de la concentration totale de CO2 dans l'air, qui est d'environ 636 ppmw (parties par million en poids).

Cependant, l’ampleur du problème devient plus évidente lorsque l'on envisage des solutions telles que la capture et le stockage du carbone (CSC). Si toutes les centrales électriques à gaz et au charbon étaient équipées de technologies de capture du carbone (PCC), la quantité totale de CO2 à éliminer serait de 1,51 Gt, soit environ 1 510 millions de tonnes. Ce volume, bien que considérable, reste une fraction infime de la masse totale de CO2 présente dans l'atmosphère, qui est de l'ordre de 3 274 Gt. Pour contextualiser cela, l'utilisation du CO2 dans la récupération assistée du pétrole (EOR), un procédé industriel majeur, représente environ 9 millions de tonnes par an, soit seulement 0,2 % de la masse de CO2 que l'on cherche à capturer.

Dans le cas où l’on viserait à augmenter cette capacité de capture, même multiplier l’utilisation du CO2 par dix pour l’EOR ne permettrait de capturer que 100 millions de tonnes, soit 0,2 ppmv. Cela semble dérisoire face à l'ampleur de la tâche. Il devient ainsi évident que d'autres moyens doivent être trouvés pour réduire efficacement les concentrations de CO2 dans l'atmosphère.

En ce qui concerne l'infrastructure nécessaire pour cette capture, il faut comprendre que la conception des systèmes de captage du CO2 n'est pas simple. L'implantation de nouveaux équipements, comme les colonnes d'absorption et les échangeurs thermiques, implique une série de défis techniques. Les matériaux utilisés pour la construction, comme l'acier inoxydable pour les colonnes d'absorption, sont essentiels pour éviter la corrosion, en particulier en présence d’amines concentrées, qui sont utilisées dans le processus. Le refroidissement des gaz de combustion dans les centrales électriques, ainsi que le dimensionnement du conduit reliant les différentes sections d'une centrale, sont des étapes cruciales dans l'optimisation du système de capture du CO2.

Lorsque les émissions de CO2 doivent être capturées dans des centrales déjà existantes, cela nécessite des modifications substantielles des équipements, comme le conduit reliant le stack (cheminée) au bloc de capture. Dans le cas des centrales à cycle combiné (GTCC), ce conduit doit être conçu pour permettre une capture partielle ou totale des gaz de combustion. Des ventilateurs de soufflage et des systèmes de refroidissement des gaz de combustion sont également nécessaires pour assurer que les conditions de fonctionnement sont adaptées à la capture du CO2.

Un autre aspect clé du processus de capture est l’efficience énergétique du système. Les échangeurs de chaleur à plaques et cadres sont souvent privilégiés pour ces installations en raison de leur efficacité énergétique et de leur faible besoin en espace. Cela permet d'optimiser les coûts et la performance du processus de capture, tout en minimisant les pertes de chaleur et la consommation d'énergie.

En somme, bien que des progrès considérables aient été réalisés dans la capture du CO2, la mise en place de solutions à grande échelle reste un défi de taille. L'augmentation des capacités de captage et le stockage du CO2 représentent une petite partie de la réponse aux défis climatiques mondiaux, mais ils illustrent la complexité et la nécessité d'un engagement multidimensionnel pour atteindre les objectifs de réduction des gaz à effet de serre.

Quelle est l'efficacité des mélanges de méthane et d'hydrogène pour la réduction des émissions de CO2 dans les turbines à gaz ?

Le mélange de méthane et d'hydrogène pour alimenter les turbines à gaz a été proposé comme une solution potentielle pour réduire les émissions de CO2. En combinant ces deux gaz, il est possible de réduire de manière significative les émissions de dioxyde de carbone, mais cette approche présente à la fois des avantages et des défis technologiques. L'efficacité de cette solution dépend de la proportion d'hydrogène utilisée dans le mélange de carburant. En effet, plus la quantité d'hydrogène est élevée, plus la réduction des émissions de CO2 sera importante.

Pour obtenir une réduction de 50 % des émissions de CO2 dans les turbines à gaz alimentées au gaz naturel, il est nécessaire d'avoir un mélange d'environ 75 % (en volume) d'hydrogène et 25 % de méthane. Si l'on base cette analyse sur le contenu calorifique du carburant, un mélange à parts égales de méthane et d'hydrogène (50:50) peut suffire. Cependant, ce type de mélange augmente également le facteur de capacité de la turbine. Par exemple, une turbine alimentée par ce mélange pourrait atteindre une capacité de 80 % en utilisant tout l'excédent de production éolienne en Allemagne, une situation qui, en pratique, pourrait impliquer l'utilisation de deux turbines pour atteindre cette capacité.

Cependant, même si cette solution semble prometteuse, elle n'est pas sans limitations. Lorsqu'hydrogène est disponible comme sous-produit d'un processus industriel, il peut ne pas y en avoir suffisamment pour alimenter une turbine à gaz en totalité. Dans ce cas, on peut être contraint d'utiliser un mélange de méthane et d'hydrogène, mais l'efficacité reste limitée. De plus, la combustion de l'hydrogène dans les turbines à gaz présente des défis techniques majeurs, notamment en raison de ses caractéristiques spécifiques, telles que sa haute vitesse de flamme et sa faible densité énergétique par rapport au méthane.

Une autre difficulté réside dans les technologies de combustion utilisées pour brûler des combustibles à forte teneur en hydrogène. Les moteurs thermiques tels que les turbines à gaz nécessitent des systèmes de combustion capables de gérer les particularités de l'hydrogène. L'un des principaux problèmes techniques associés à la combustion de l'hydrogène est la vitesse élevée de la flamme, ce qui peut entraîner un phénomène dangereux appelé "flashback", où la flamme se déplace dans la direction opposée à son flux normal, ce qui peut endommager le système de combustion. Une autre difficulté liée à la combustion de l'hydrogène est la production accrue d'oxydes d'azote (NOx), en raison de la température de combustion élevée.

Les technologies de combustions dites "Dry-Low-NOx" (DLN) sont actuellement adaptées pour supporter des mélanges de gaz contenant jusqu'à 5 % d'hydrogène. Cependant, les chercheurs et fabricants travaillent sur des améliorations pour permettre des mélanges jusqu'à 30 % d'hydrogène. Cela exige non seulement des modifications dans les systèmes de combustion, mais aussi dans la gestion des carburants. Certaines recherches soutenues par des organismes comme le Département de l'Énergie des États-Unis (DOE) visent à développer des technologies de combustion DLN capables de fonctionner avec des carburants composés à 100 % d'hydrogène.

Les combustions de type "diffusion flame", qui sont utilisées depuis longtemps dans les turbines à gaz, permettent de brûler des mélanges contenant jusqu'à 100 % d'hydrogène sans trop de difficultés. Toutefois, la production excessive de NOx nécessite l'injection de diluants comme de la vapeur ou de l'azote pour contrôler les émissions. Bien que ces systèmes aient été utilisés avec succès dans de nombreuses turbines anciennes, ils augmentent également la consommation d'eau, ce qui peut poser un problème dans certaines régions où l'eau est une ressource limitée.

Les combustions à flammes prémélangées, telles que les systèmes DLN ou DLE, sont plus délicates en raison des propriétés spécifiques de l'hydrogène. La faible énergie d'ignition et la vitesse de flamme élevée augmentent les risques de flashback et rendent l'optimisation de la combustion plus complexe. En conséquence, les systèmes DLN modernes qui peuvent supporter des concentrations élevées d'hydrogène doivent inclure des technologies avancées de gestion du flux de carburant et d'air. La technologie d'injecteurs à multi-tubes, par exemple, développée par des entreprises comme General Electric (GE) et Mitsubishi Power, permet de mieux contrôler le mélange de gaz et d'air afin de limiter la production de NOx et de prévenir les flashbacks.

L'un des moyens de réduire les émissions de NOx et d'améliorer la stabilité de la combustion de l'hydrogène dans les turbines à gaz est l'utilisation de la recirculation des gaz d'échappement (EGR). Ce système fonctionne en mélangeant une partie des gaz d'échappement avec l'air ambiant, ce qui diminue la concentration en oxygène dans l'air de combustion et, par conséquent, la température de la flamme. Cependant, cette technologie est complexe et coûteuse, et bien qu'elle ait été envisagée pour des turbines à gaz à haute température, elle a été en grande partie abandonnée au profit de systèmes de combustion DLN améliorés.

Pour conclure, bien que le mélange d'hydrogène et de méthane dans les turbines à gaz soit une solution prometteuse pour réduire les émissions de CO2, plusieurs défis technologiques doivent encore être surmontés. Les progrès dans la technologie des combustions et la gestion des mélanges de carburants vont jouer un rôle crucial dans l'adoption de cette solution à grande échelle.

Quelle est la rentabilité de l’utilisation de l’ammoniac (NH3) et de l’hydrogène (H2) comme carburant dans les turbines à gaz ?

L’analyse de la performance des turbines à gaz fonctionnant avec des mélanges de carburants tels que l’ammoniac et l’hydrogène montre que, malgré un certain nombre d’incertitudes et de défis techniques, ces combustibles peuvent être des alternatives intéressantes au méthane. Un des principaux facteurs qui modifient les conditions de combustion est l’augmentation de la teneur en H2O dans les gaz d'échappement, qui entraîne un impact sur la durée de vie des composants du circuit de gaz chaud. En effet, l'humidité supplémentaire, générée par la combustion d'ammoniac et de méthane mélangés, peut augmenter la capacité thermique spécifique des gaz chauds et accélérer le flux de chaleur vers les composants.

Dans le cas de la combustion d’un mélange 50:50 d'ammoniac et de méthane, le contenu en eau des gaz d’échappement augmente de 1,7 % en volume par rapport au cas de base avec du méthane pur. Cependant, l’une des conclusions notables réside dans la température d'entrée de turbine (TIT), qui, dans ce cas, est inférieure de 76°C par rapport à celle observée avec le méthane pur. Cette baisse de température pourrait suffire à compenser le taux plus élevé de transfert thermique, en particulier si la conception du brûleur de la turbine est optimisée pour ces nouvelles conditions de combustion.

Une remarque importante concerne la performance de la turbine à gaz, notamment la TIT et l'efficacité globale, qui dépendent grandement du design spécifique du fabricant de la turbine (OEM). La performance réelle pourrait donc être inférieure à celle estimée dans les calculs préliminaires. Par conséquent, bien qu'il soit difficile de privilégier l'un ou l'autre carburant (NH3 ou H2) de manière définitive, une tendance se dessine : si la distance entre la production de carburant (comme l'hydrogène ou l’ammoniac issu de l’électrolyse) et le lieu d’utilisation est significative, l’utilisation directe de l'ammoniac dans un brûleur DLN (Dry Low NOx) semble probablement plus rentable sur le plan économique.

Le Japon, par exemple, a déjà entamé des démarches pour intégrer l'hydrogène produit à partir de la gazéification du charbon dans la région de Latrobe Valley dans des systèmes énergétiques utilisant de l’ammoniac. Depuis 2017, dans le cadre de sa Stratégie de Base de l’Hydrogène, le Japon a fait des progrès significatifs, notamment avec Mitsubishi Power qui développe une turbine à gaz capable de fonctionner à 100 % avec de l'ammoniac. Ces initiatives montrent un engagement croissant envers la transition énergétique, même si des défis techniques subsistent concernant la taille et la complexité des turbines.

Dans cette même dynamique, les piles à hydrogène, qui ne relèvent pas directement des technologies de turbines à gaz, jouent également un rôle essentiel. Une pile à hydrogène convertit directement l'énergie chimique du carburant en énergie électrique, évitant les étapes intermédiaires de génération de chaleur et de conversion en énergie mécanique. Cela élimine les limites imposées par le cycle Carnot, que l’on retrouve dans les turbines à gaz classiques. Les piles à hydrogène n’émettent pas de polluants tant que l'hydrogène utilisé est « vert » (c'est-à-dire produit de manière durable), mais il faut bien comprendre que si l’hydrogène provient de sources non renouvelables, les émissions liées à sa production doivent également être prises en compte.

Les systèmes hybrides combinant piles à hydrogène et turbines à gaz suscitent un intérêt particulier pour les applications à grande échelle. Ces systèmes combinent les avantages des piles à combustible, qui fonctionnent efficacement à des températures élevées, avec la souplesse et la puissance des turbines à gaz. L'hybride peut être conçu de manière à ce que la pile à hydrogène joue le rôle de cycle supérieur ou inférieur dans une configuration à cycle combiné.

Des études récentes sur les systèmes hybrides piles à combustible et turbines à gaz ont montré des rendements intéressants, notamment avec des piles à oxyde solide (SOFC) ou à carbonate fondu (MCFC), qui opèrent à des températures élevées (650-900°C). Les rendements de ces systèmes sont souvent supérieurs à ceux des turbines à gaz classiques, offrant des alternatives attrayantes en termes de production d'énergie propre. Par exemple, un système hybride utilisant une pile à combustible SOFC couplée à une turbine à gaz pourrait atteindre des rendements globaux de 65 % à 68 %, avec des émissions de CO2 proches de zéro.

Il est donc évident que les technologies de combustion et de piles à combustible, lorsqu’elles sont utilisées dans des systèmes hybrides, peuvent offrir une efficacité énergétique bien supérieure à celle des systèmes conventionnels. Toutefois, ces systèmes nécessitent encore des recherches et des développements pour surmonter les défis techniques, notamment en matière de mise à l’échelle et de coût. Par conséquent, bien que la promesse d’une transition énergétique plus verte grâce à l’hydrogène soit forte, il reste essentiel de considérer toutes les implications techniques et économiques avant de faire un choix définitif sur l'utilisation de ces carburants.

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