Un projet japonais démontre une voie de neutralité carbone pour l'énergie au charbon

Le projet de démonstration complexe en trois phases d'Osaki CoolGen Corp. dans la préfecture d'Hiroshima vise à atteindre une production d'électricité au charbon hautement efficace avec des émissions proches de zéro en intégrant une technologie de charbon prête à capturer le carbone avec une pile à combustible.

Lorsque le Groupe d'experts intergouvernemental sur l'évolution du climat (GIEC) a sonné l'alarme sur le réchauffement climatique au début des années 1990, les dirigeants de J-POWER en ont pris note. Depuis sa création en 1952 en tant qu'entité financée par le gouvernement en vertu de la loi japonaise sur la promotion du développement de l'énergie électrique, J-POWER (qui est toujours officiellement enregistrée sous le nom de "Electric Power Development Co.") est devenue l'un des plus grands producteurs d'électricité du Japon. Mais alors qu'il avait amassé un portefeuille substantiel de production au charbon, la majeure partie était alimentée par du charbon importé. Et bien qu'il ait prédit que le charbon (avec le nucléaire) continuerait de jouer un rôle essentiel dans le bouquet énergétique du Japon au XXIe siècle, il craignait que les préoccupations environnementales croissantes et la volatilité des futures importations de charbon ne posent des obstacles importants à ses actifs en charbon. L'entreprise en a finalement déduit que trouver un moyen d'améliorer de manière rentable et efficace son utilisation du charbon au cours des prochaines décennies devrait être une priorité absolue.

J-POWER est passé à l'action. En 1995, il a lancé un projet national en collaboration avec la New Energy Industrial Technology Development Organization (NEDO) du gouvernement japonais pour développer le projet Energy Application for Gas, Liquid, and Electricity (EAGLE). L'objectif principal du projet était de développer un gazéificateur de charbon à flux entraîné soufflé à l'oxygène de fabrication japonaise qui pourrait être utilisé pour de multiples applications, y compris la production d'électricité et la production de carburants synthétiques, de produits chimiques et d'hydrogène. Le concept EAGLE, cependant, est allé au-delà de la simple intégration du gazogène avec des turbines à gaz et à vapeur dans une configuration conventionnelle à cycle combiné de gazéification intégrée (IGCC). Il envisageait d'ajouter une pile à combustible au système IGCC pour augmenter son efficacité au-delà de 50 % tout en réduisant ses émissions polluantes, ce qui en fait l'un des premiers systèmes à cycle combiné de pile à combustible à gazéification intégrée (IGFC) au monde.

Après avoir mené une étude de faisabilité pour le système IGFC, J-POWER et l'agence de recherche gouvernementale ont achevé en 2001 une usine pilote de 150 tonnes par jour à l'Institut de recherche Wakamatsu de J-POWER dans la ville de Kitakyushu. À partir de 2002, le projet pilote a étudié le shakedown du système de gazéification, suivi de tests de performances globales de l'usine, puis de tests avec différentes matières premières, et plus tard, de séparation et de récupération du dioxyde de carbone (CO2). Lorsque le pilote s'est montré prometteur, J-POWER s'est associé en 2009 à Chugoku Electric Power Co. pour créer une nouvelle coentreprise, Osaki CoolGen Corp.

L'intention principale d'Osaki CoolGen à l'époque était d'étendre la technologie EAGLE dans un test de démonstration de 166 MW du système IGFC à la centrale électrique d'Osaki de 250 MW de Chugoku, retirée en 2011, sur l'île d'Osakikamijima, dans la préfecture d'Hiroshima. Selon Chugoku Electric, la portée de la démonstration du projet s'est depuis élargie pour relever les défis émergents auxquels est confrontée l'énergie au charbon moderne, notamment la maîtrise de la flexibilité durable et des attributs à faible émission de carbone. Aujourd'hui, l'objectif principal du projet Osaki CoolGen est "d'atteindre une production d'électricité au charbon à zéro émission en combinant l'IGFC - la production d'électricité au charbon à haut rendement ultime - avec la capture de CO2", a déclaré Chugoku Electric.

Depuis le lancement officiel du projet Osaki CoolGen en 2012, il a franchi avec succès deux des trois étapes clés, et il prévoit de terminer la dernière étape cette année. Lors de l'étape 1, qui a obtenu un financement du ministère japonais de l'Économie, du Commerce et de l'Industrie (METI), les partenaires du projet ont lancé la construction d'une centrale de démonstration IGCC soufflée à l'oxygène de 166 MW en mars 2013 et l'ont achevée en mars 2017. La technologie IGCC soufflée gazéifie le charbon dans le gazogène exclusif de J-POWER en utilisant de l'oxygène de haute pureté. Il génère ensuite de l'électricité à l'aide d'un cycle combiné qui combine une turbine à gaz brûlant du gaz de synthèse (classe 1 300C) et une turbine à vapeur qui utilise la chaleur d'échappement de la turbine à gaz et du gazéifieur.

"Dans un premier temps, nous avons vérifié les performances de base, l'opérabilité, la fiabilité et la faisabilité économique d'un système électrique au charbon qui s'appuie sur la technologie IGCC à soufflage d'oxygène", a déclaré NEDO dans un communiqué. "Nous avons atteint un rendement thermique net de 40,8 % [basé sur le pouvoir calorifique supérieur (PCS)], le niveau de performance le plus élevé au monde pour une centrale au charbon de classe 170 000 kW, et avons obtenu la perspective d'atteindre un rendement thermique net d'environ 46 % (PCS) dans une centrale électrique commerciale utilisant une turbine à gaz de niveau 1 500 C (puissance de production de 500 000 kW avec une capacité de 2 000 à 3 000 tonnes de charbon par jour) », a ajouté l'agence. "Par rapport à l'énergie au charbon pulvérisé ultrasupercritique (USC) largement utilisée aujourd'hui, nous pensons que cette technologie peut réduire la quantité d'émissions de CO2 d'environ 15 %."

Selon Nobuhiro Misawa, directeur exécutif de l'ingénierie chez Osaki CoolGen Corp., la configuration de l'installation de démonstration IGCC est "presque identique" à une centrale électrique IGCC commerciale, et elle remplit les mêmes fonctions et priorités critiques, y compris pour la sécurité. "La sécurité est un facteur important car la composition du gaz et la valeur du procédé sont très différentes de celles d'une centrale [à charbon pulvérisé] conventionnelle", a-t-il noté lors du Forum Japon-Asie sur la capture, l'utilisation et le stockage du carbone (CCUS) 2021, qui s'est tenu en octobre de la même année. .

Mais tout aussi important, les résultats des tests ont confirmé un taux de changement de charge maximal de 16 % par minute - "un taux de changement très élevé-faible, qui était égal à la production de gaz à cycle combiné au gaz naturel", a noté Misawa. Les tests IGCC ont également confirmé un fonctionnement stable à une puissance de sortie nette de 0 MW. "L'énergie électrique est générée par cycle combiné dans les systèmes IGCC et les systèmes à cycle combiné au gaz naturel, et par conséquent le résultat prouve que la gazéification à l'oxygène a une performance de changement de charge élevée en termes de production de gaz de synthèse", a expliqué Misawa. "Grâce à ces fonctionnalités flexibles, les centrales commerciales IGCC pourront s'adapter à plusieurs fluctuations de puissance causées par les énergies renouvelables, qui seront ensuite installées à travers le Japon en vue de la future neutralité carbone."

Au cours de l'étape 2, qui s'est déroulée entre 2016 et 2020, Osaki CoolGen a ajouté une unité de séparation et de capture du CO2 à l'IGCC soufflé à l'oxygène. "Comme il y a une forte concentration de monoxyde de carbone (CO) dans le gaz de synthèse, il peut être efficacement séparé et capturé sous forme de CO2, ce qui rend cette technologie de génération optimale pour le CCUS", a expliqué NEDO.

Les installations de captage du carbone comprennent des unités de captage du carbone et une unité pilote de catalyseur acide. "Parce que la pression du gaz de synthèse pour la capture du CO2 est élevée - elle a environ 3 mégapascals - nous avons sélectionné une méthode d'absorption physique [qui utilise le solvant Selexol Max de Dow] adaptée au gaz CO2 à haute pression partielle", a déclaré Misawa. Osaki CoolGen a effectué des tests de capture de CO2 de décembre 2019 à 2021, date à laquelle ils ont été interrompus pour permettre l'installation de l'équipement de pile à combustible. Repris en début d'année, les tests de captage impliquent un sillage de 17% de gaz de synthèse avec une capacité d'environ 400 tonnes de CO2 par jour. Les tests évalueront les coûts de captage à l'aide des données sur les dépenses en capital et d'exploitation. Jusqu'à présent, les performances de capture du carbone ont "dépassé les objectifs", a déclaré Misawa, notamment pour démontrer un taux de récupération du CO2 de 90% ou plus.

1. Le flux de capture du carbone d'Osaki CoolGen associé à ses systèmes à cycle combiné de gazéification intégrée (IGCC) et à pile à combustible à gazéification intégrée (IGFC). Avec l'aimable autorisation de Osaki CoolGen

Dans la deuxième étape, le gaz de synthèse, après élimination de l'acide, est envoyé au réacteur de transition douce, où le CO est transformé en CO2 (Figure 1). Le CO2 est ensuite capté dans l'absorbeur et récupéré par décompression dans des fûts affleurants. "Le gaz de synthèse, qui a une forte concentration d'hydrogène, est renvoyé à une turbine à gaz comme carburant", a déclaré Misawa. "Dans cette installation, 17 % du gaz de synthèse total est envoyé à l'unité de capture de CO2 afin de capturer 15 % du volume total de CO2 émis par l'usine IGCC", a-t-il noté.

De plus, la société a effectué des tests de durabilité à long terme du catalyseur de changement de vitesse acide. "Ce catalyseur est nouvellement développé et fonctionne à une température plus basse qu'un catalyseur standard. La quantité de vapeur dans le réacteur de décalage peut être considérablement réduite, ce qui permet d'éviter la perte d'énergie dans le processus de capture du CO2", a-t-il noté.

Dans le cadre de la troisième étape, Osaki CoolGen a achevé l'intégration d'une pile à combustible à oxyde solide (SOFC) de 1,2 MW et a commencé les tests de vérification en avril 2022. Il prévoit de continuer à tester le système jusqu'à la fin de l'année. L'étape 3 comprend également notamment la construction d'une installation de liquéfaction du CO2.

"A la sortie du gazogène, le gaz de synthèse comprend 50% de CO et 20% d'hydrogène. A l'entrée du réacteur de shift, de la vapeur est injectée et le CO est transformé en CO2 et en hydrogène dans le réacteur. A la sortie du réacteur réacteur, la composition du gaz est de 40 % de CO2 et de 55 % d'hydrogène », a expliqué Misawa.

"L'absorbeur de CO 2 capte le CO2 ; on obtient donc du CO2 de haute pureté. D'autre part, le reste du gaz contient environ 85 % d'hydrogène. Alors que cet hydrogène était utilisé comme carburant pour la turbine à gaz dans l'étape 2, dans le test de l'étape 3, l'hydrogène sera envoyé à la pile à combustible pour produire de l'énergie », a-t-il déclaré.

Osaki CoolGen prévoit de capturer une partie du CO2 dans l'unité de liquéfaction pour produire du CO2 de pureté alimentaire d'environ cinq tonnes par jour, a-t-il déclaré. Il sera ensuite transporté par camion vers une serre commerciale de tomates à la Hibikinada Greenfarm voisine.

Entre-temps, le projet a incité NEDO à créer un centre de recherche et de développement sur le "recyclage" du carbone dans la ville voisine d'Osakikamijima. Le centre explorera, entre autres domaines, le développement d'un béton respectueux de l'environnement (développé par Chugoku Electric), une technologie de synthèse sélective pour les produits chimiques, un bioprocédé gaz-lipides et un biocarburant à base de microalgues.

—Sonal Patel est rédacteur en chef adjoint de POWER (@sonalcpatel, @POWERmagazine).

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