Il est difficile au travers des diverses publications et annonces de connaître l’état d’avancement réel des développements industriels concernant le captage du CO2 après combustion de gaz ou de charbon dans les processus industriels comme la production d’hydrogène ou la génération de courant. Ce caractère flou des publications concernant les travaux réalisés provient à la fois de la complexité des problèmes à résoudre, de la nécessaire confidentialité industrielle et peut-être de l’entretien volontaire de la vivacité du mythe de prochaines usines ou centrales électriques sans rejets.
La complexité des problèmes est évidente. Dissoudre provisoirement dans une colonne à solvant les quelques 10% de CO2 contenus dans les effluents issus des turbines ou des réacteurs de combustion d’une centrale n’est pas une mince affaire. Il va falloir définir un mélange solvant chimiquement stable qui ne s’évapore pas avec les gaz, qui absorbe rapidement et sélectivement le CO2, qui va utiliser le moins d’énergie possible lors du cycle complet de dissolution et de relargage des gaz par des variations de pression et de températures et qui va devoir être régénéré et débarrassé des diverses impuretés absorbées autres que le CO2 et produites lors de la combustion.
Chaque industriel possède sa recette de solvant qui semble être composée, pour l’instant, d’amines modifiées et rendues solubles en milieu aqueux par des fonctions ioniques (carboxylates, sulfonates, phosphonates, etc.). Dans la littérature universitaire sont également largement étudiés les liquides ioniques (ILs) qui sont des sels constitués de cations organiques (imidazolium, pyridinium, tetraalkylammonium, phosphonium) associés à des gros anions minéraux (PF6-, BF4-, NO3-, ou plus complexes encore). Mais il ne semble pas, à ma connaissance limitée, que ces produits onéreux aient pour l’instant fait l’objet de développements industriels. On LIRA une excellente présentation de J.L. Anderson et Col. sur ce sujet qui date de 2007.
L’industriel le plus avancé sur le sujet du captage du CO2 est incontestablement Mitsubishi Heavy Industries (MHI) qui commercialise un procédé dans ses unités de production d’urée qui font réagir de l’ammoniac sur du CO2. Ce CO2 provient de la première étape de production d’hydrogène nécessaire à la production d’ammoniac. L’industriel utilise un solvant appelé KS-1 qui lui permet de capter du CO2 à l’aide d’un cycle qui consomme dans les 640 kCal par kilogramme de CO2. En sachant que la combustion d’un charbon plus ou moins riche en hydrogène va générer entre 1700 et 2100 kCal par kg de CO2 produit, on constate que le captage du CO2 majorerait d’un tiers la consommation d’énergie et donc de combustible d’une centrale au charbon et sûrement plus pour une centrale au lignite. MHI travaille sur le développement d’un nouveau solvant qui pourrait lui permettre de descendre sa consommation d’énergie de captage du CO2 à 610 kCal par kg, soit une amélioration énergétique de 5% ce qui ne révolutionne pas l’équation.
Siemens dans le cadre d’un large planning pluriannuel sur ce sujet, vient d’annoncer que ses essais de captage sur un pilote implanté dans une centrale d’Eon en Allemagne venait d’atteindre 3000 heures de fonctionnement avec 90% de CO2 capté et pratiquement aucune perte de solvant qui est une solution aqueuse d’un sel d’un amino acide. La consommation d’énergie est « significativement plus faible que celle des procédés conventionnels »: avec de telles données tous les fantasmes sont possibles! La solution capte également un certain nombre de contaminants qui dans le futur devront être séparés de la solution par un procédé de régénération. Siemens devrait passer maintenant à l’étape N°2 de son planning, sponsorisée par de DoE américain et qui consiste à placer une unité de captage de CO2 à la sortie d’un réacteur de 890 MW de la centrale de Big Bend à côté de Tampa en Floride. Elle devrait être opérationnelle en 2013.
A suivre, mais tout optimisme démesuré comme celui de l’IEA sur le sujet, apparaîtrait comme profondément naïf!
LIRE le communiqué de Siemens.
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