1 Les centrales à Gazéification Intégrée du charbon dans des Cycles Combinés (IGCC) Ces centrales, qui ont pour vocation principale la production d'électricité, fonctionnent avec un combustible gazeux issu du charbon à la place de brûler du gaz naturel. Elles fonctionnement en cycles combinés, c'est à dire qu'elles associent deux cycles thermodynamiques. Le plus souvent, il s'agit d'un cycle de turbine à combustion et d'un cycle de turbine à vapeur. Cette association de deux cycles thermodynamiques permet théoriquement d'élever l'efficacité motrice des centrales IGCC aux environs de 60%. Principe de fonctionnement d'une centrale Voilà la représentation schématique d'une centrale, à partir de l'arrivée du charbon. Tout d'abord, le charbon est préparé, pour être compatible avec l'unité de gazéification, cette étable consiste principalement au broyage de charbon, pour obtenir la granulométrie voulue. Ensuite l'étape de gazéification permet d'obtenir un gaz de synthèse, composé principalement d'hydrogène, de monoxyle de carbone d'inertes, mais aussi de composé indésirables tels que l'hydrogène sulfuré, principal polluant issu de la combustion du charbon dans les centrales traditionnelles. Ce gaz de synthèse nécessite donc d'être traité pour éviter au maximum les polluants gazeux qui s'échapperont dans l'atmosphère par le biais des fumées. Puis il est brûlé dans une turbine à combustion, les fumées ainsi crées sont évacuées vers une chaudière pour récupérer leur chaleur. La vapeur fournie par cette chaudière de récupération sert à faire tourner une autre turbine, cette fois ci c'est une turbine à vapeur. Les deux turbines sont couplées à des alternateurs qui permettent de produire de l'électricité. Une unité de séparation d'air peut être mise en parallèles à la turbine à gaz dans le cas d'une gazéification à l'oxygène pur.
Figure 1 : schéma de principe d'une centrale IGCC La gazéification du charbon La gazéification du charbon est une combustion partielle, le combustible étant en excès par rapport au comburant (air ou oxygène). Les différentes étapes du procédé sont décrites dans les paragraphes qui suivent. La gazéification du charbon est une combustion partielle, le combustible étant en excès par rapport au comburant (air ou oxygène). Les réactions chimiques qui se produisent dans le gazéifieur sont relativement complexes mais peuvent être schématisées par les réactions suivantes : Les principales réactions qui se déroulent sont: C + 1/2 O2 = CO (1) C + H2O = CO + H2 (2) C + 2H2 = CH4 (3)
L'agent oxydant utilisé est : - l'oxygène quasi pur ou selon le cas l'oxygène de l'air (réaction exothermique); l'oxygène contenu dans la vapeur d'eau introduite au gazéifieur (réaction endothermique). Les principaux composés gazeux formés sont donc le monoxyde de carbone et l'hydrogène. Le soufre présent dans le charbon est converti en H2S et en COS, tandis que l'azote forme du HCN et du NH3 et non en oxydes SOx et NOx car le milieu est réducteur. La vapeur agissant comme modérateur de la température, un ajustement du rapport O2/H2O permet de contrôler la température d équilibre de la réaction exothermique. Cette température est essentiellement fonction du procédé de gazéification choisi et en particulier de la forme sous laquelle les cendres seront évacuées. Les gazéifieurs A l'heure actuelle, trois familles de gazéifieurs prédominent : le lit fixe, le lit fluidisé et le lit entraînés. Outre les conditions opératoires (température, pression), ces types de gazéifieurs différent essentiellement par le type d'introduction des réactifs, la manière dont est effectué le contact comburantcombustible et le procédé d'évacuation des cendres Figure 2: différents types de gazéifieurs
Parmi ces divers procédés, le lit entraîné est le plus utilisé car ils permettent de gazéifier un large éventail de charbons. Le charbon sous forme pulvérisée et l'oxygène sont introduits en même temps dans le gazéifieur au travers d'un brûleur. La température de réaction est élevée (1.400 1.600 C) et la cinétique de réaction est très rapide. Le temps de séjour du combustible dans le réacteur est de l'ordre de la seconde. La pression dans le réacteur est de 20 à 50 bar. Les cendres sont recueillies sous forme liquide dans le fond du réacteur, une faible partie étant cependant entraînée avec le gaz. On peut noter que rapport PCI du gaz de synthèse (à température ambiante) et PCI du charbon est de l ordre de 80 %. Selon le procédé de gazéification à l'air, ou à l'oxygène, on obtient des compositions différentes pour le gaz de synthèse: Combustible Gaz de charbon gaz Fuel Agent de gazeification Air Oxygene H2 (%volume) 12 26 CO (%volume) 25 58 CH4 (%volume) 84 CnHm (%volume) 5 99 Inertes (%volume) 63 16 11 1 PCI (kj/kg) 4320 10500 40700 42000
Certains procédés de gazéification fonctionnent à l'air, plutôt qu'à l'oxygène. Il s'agit des procédés opérant à des températures plus basses (lits fluidisés ou lits fixes à cendres sèches). Dans l'igcc, l'air comprimé nécessaire à la gazéification est prélevé à la sortie du compresseur de la turbine à gaz, et injecté par un surpresseur dans le gazéifieur. La gazéification à l'air est plus simple et permet de se passer d'une coûteuse unité de séparation d'air. Par contre, le volume de gaz de synthèse est de l'ordre de 2 à 2,5 fois plus grand que pour un procédé à l'oxygène. Le gazéifieur et les équipements de traitement du gaz ont une taille, donc un coût d'investissement beaucoup plus élevé. Le taux de conversion de carbone est en général plus faible dans les procédés à l'air. Traitement du gaz de synthèse Précédemment on a vu que le gaz de synthèse était composé d'inertes, majoritairement de l'azote, du dioxyde de carbone, et de la vapeur d'eau, mais aussi de certains polluants, qui existent à cause de la présence de souffre converti en H2S et en COS (oxysulfure de carbone) éventuellement en CS2, tandis que l'azote forme du HCN et du NH3 et non en oxydes SOx et NOx car le milieu est réducteur. On peut aussi trouver sous forme de traces: Hcl, HF. De part la présence de ces composés majoritairement acides, un traitement du gaz est nécessaire pour éviter la corrosion des installations, la formation d'agglomérats sur les aubes des turbines à cause des cendres volantes et aussi la pollution atmosphérique. Ce traitement du gaz de synthèse se trouve en amont de la turbine à combustion. Malheureusement à l'heure actuelle, les centrales sont équipées de traitement des gaz à température modérée (250 à 300 C), ce qui implique un refroidissement des gaz de synthèse. Ce procédé de refroidissement est couplé avec la chaudière de récupération pour minimiser les pertes.
On peut retrouver le principe général de traitement des gaz sous la forme du schéma suivant: Figure 3: Schéma de principe du traitement des gaz de synthèse On remarque que ce traitement commence par le refroidissement du gaz de synthèse, pour les raisons énoncées ci-dessus, suivit par le traitement des particules volantes elles peuvent être éliminées de plusieurs manières suivant le processus choisit (éléctrofiltre, cyclone, filtre à manche...). Ensuite, un pré-lavage avec une solution acide permet la dissolution des composés solubles (alcalins, halogénures, ammoniac ) et l'élimination des dernières particules volantes ainsi que la précipitation des métaux lourds. Une hydrolyse permet de convertir le sulfure de carbonyle COS en acide sulfuré H2S et d'hydrolyser l'acide cyanhydrique HCN. Puis une unité d'absorption de H2S réalisée à froid avec une amine sélective, le solvant riche en H2S étant régénéré à chaud dans une colonne de d'absorption. On remarque un sur-saturateur en fin de traitement, il permet de diluer par de
l'azote, saturé en vapeur d'eau, et réchauffé avant d'être admis dans la chambre de combustion de la turbine à gaz. Ce faisant, on réduit la température de flamme et donc la quantité de NOx thermique produit et on augmente la puissance de la turbine à gaz en accroissant le débit massique des gaz sans avoir à comprimer la vapeur d'eau. La température des gaz de combustion à l'entrée de la turbine à gaz est de 1050 C. A ce traitement doit être ajouté une unité de conversion de H2S en soufre solide élémentaire à l'aide du procédé Claus, lui même suivi d'un traitement des gaz résiduaires. Ainsi qu'une unité de traitement des effluents liquides. Toutes ces unités sont disponibles et éprouvées et ont fait leurs preuves dans les raffineries de pétrole. Le principal inconvénient du traitement à froid est la perte d exergie lors du refroidissement et du réchauffage du gaz de synthèse et la diminution de sa chaleur sensible. On obtient des très bons résultats avec ce type de traitement: Figure 4: rejets d'une centrale IGCC par rapport aux normes Les caractéristique des rejets d'une centrale IGCC sont généralement comme ceci: Emissions de N2O quasi inexistantes Emissions NH3, HCN, très faibles du fait de leurs affinités à l'eau (traitement des gaz) Emissions de SO2 faibles du fait de traitement qui élimine jusque à 99% du soufre présent dans le gaz
Emissions de CO (imbrûlés) Faible teneur en NOx avec un procédé de gazéification à l'oxygène pur Exemple: centrale de Puertollano (en mg/nm3 à 6% O2) SO2=25, CO=25, CnHm <1, CO2=700 à 800g/KWhe Rendement d'une centrale: On peut situer les pertes exergétique sur le schéma suivant. Figure 5: localisation des pertes exergétiques Ce diagramme montre comment se répartissent les pertes exergétiques dans les différents composants : 10,4 % au niveau du gazéifieurs, 3,7 % au niveau du refroidisseur du gaz de synthèse brut, gain de 61,7 % dans le quench de ce gaz par recirculation d'une fraction de gaz de synthèse refroidi, perte de 4,2 % lors de l'extraction des particules, de 0,4 % dans le nettoyage du gaz
(extraction du soufre) et dans le saturateur ou revient la vapeur produite dans les composants précédents, gain de 2,1 % dans le mélangeur du gaz saturé et de l'azote séparé issu de l'unité de séparation d'air (cet azote est porteur d'une exergie de 3,1 %), perte de 25,3 % dans les gaz à la sortie de la turbine à gaz, perte de 3 % à la cheminée. Cette analyse exergétique montre que, lorsque l'intégration est optimisée dans le système et que les pertes d'exergie sont minimisées, le rendement énergétique peut augmenter de 3 à 4 % points par rapport celui de la centrale de Buggenum (43 %). Note : pertes exergétiques : L=Tatm. Si avec Tatm= Température de l environnement Et Si = Entropie de système Avantages, inconvénients, évolutions Les centrales IGCC ont pour principal avantage un meilleur rendement qu'une centrale classique, donc une minimisation des gaz à effet de serre rejetés dans l'air. De plus on peut dire que c'est une technique de combustion «propre» du charbon car les rejets en polluants sont faibles par rapport à une centrale classique. Ce type de centrale possède aussi comme avantage la possibilité d'inclure une unité de capture du CO2. Malheureusement une centrale IGCC demande un investissement de 20% supplémentaire à une centrale classique. Des évolutions sont possibles pour augmenter les rendements notamment par le traitement des gaz de synthèse «à chaud». La combustion à l'oxygène pur dans la turbine à combustion permettrait de minimiser la formation des NOx. On peut aussi imaginer une unité de séparation de l'hydrogène et de monoxyde de carbone, le CO serait utilisé comme combustible dans l'igcc, et l'hydrogène utilisé pour d'autres processus comme par exemple la pile à combustible.