Bulletin de veille technologique
émis par la Société Algérienne de Production de l’Electricité
Vol 2020 - N° 10 : Octobre 2020
www.spe.dz
Direction Stratégie Et Systèmes
Table des Matières
GE : premier contrat de production d'électricité à partir d'hydrogène et de gaz de classe HA ...3
Un grand marché d’hydrogène pour GE ... 3
Ce qu'une conversion d'hydrogène peut entraîner ... 4
Une nouvelle frontière pour l'NFE ... 4
Conseils pour le démantèlement des centrales électriques : gagner du temps et de l'argent ...5
Gestion des risques ... 5
Réduire les coûts de démantèlement ... 7
Technologie pour l’inspection avancée des actifs ...8
Le défi: une période de transition ... 8
La solution : Une nouvelle approche de l'inspection des biens ... 8
Le résultat : Une grille plus numérique et de haute définition ... 9
Comment mener des procédures de soufflage de vapeur avec du personnel à distance ...9
Mise en place d'une assistance à distance ... 10
Les initiatives techniques accélèrent l'achèvement ... 10
Un modèle holistique pour l'énergie industrielle au gaz : Centrale énergétique de Dearborn ...11
Intégrer les efforts pour une efficacité, une flexibilité et une valeur maximale ... 12
Une solution technologique collaborative ... 13
Opérations fluides et améliorées numériquement ... 14
Le dispositif gagnant de sécurité d'inspection et de réparation de cellules ...14
Le marché des batteries devrait croître à un taux de croissance annuel moyen de 11,3% entre 2020 et 2026 ...15
Calendrier des Événements...17
Conférence sur l'énergie distribuée ... 17
African Utility Week et POWERGEN Africa ... 17
Powergen International ... 17
Référence ...17
GE : premier contrat de production d'électricité à partir d'hydrogène et de gaz de classe HA
Le terminal énergétique de Long Ridge assurera la transition d'une centrale électrique à cycle combiné de 485 MW en cours de construction au sein de son installation multimodale tentaculaire à la frontière de l'Ohio et de la Virginie occidentale, avec la capacité de fonctionner avec un mélange d'hydrogène lorsqu'elle entrera en service en 2021, pour passer finalement à un hydrogène 100 % vert d'ici une décennie.
Long Ridge, le developpeur de l'installation de 1660 acres au cœur des formations de schiste de Marcellus et d'Utica, collabore avec la société mondiale d'infrastructure énergétique New Fortress Energy et GE Power pour mettre en service la centrale de Long Ridge Energy Generation d'ici novembre 2021, aux côtés d'autres infrastructure de gaz naturel, y compris deux réservoirs de stockage et quatre gazoducs.
La centrale déploiera une turbine à combustion GE 7HA.02, qui, comme l'a noté GE Power, «peut brûler entre 15% et 20% d'hydrogène en volume dans le flux gazeux au départ, avec la capacité de passer à 100%
d'hydrogène au fil du temps. "
La centrale pourrait commencer à brûler un mélange d'hydrogène dans un flux de gaz «dès l'année prochaine» et ce, car elle a accès à l'hydrogène, sous- produit industriel à proximité , a déclaré Long Ridge.
«Pour la production d'hydrogène vert par électrolyse, Long Ridge a accès à l'eau de la rivière Ohio. Au fil du temps, les formations salines souterraines peuvent être utilisées pour le stockage d'hydrogène à grande échelle
», a-t-il déclaré..
Le terminal énergétique de Long Ridge est un terminal énergétique multimodal situé à Hannibal, dans l'Ohio, où une centrale électrique de 485 MW est en construction. Le 13 octobre, Long Ridge Energy a annoncé qu'il
«ferait la transition» de la centrale électrique à cycle combiné pour qu'elle fonctionne à l'hydrogène en collaboration avec New Fortress Energy et GE
Power. Gracieuseté: Kiewit et GE
En plus de la proximité de Long Ridge avec le stockage à grande échelle, «la centrale sera capable de prendre en charge un portefeuille de production d’énergie équilibré et diversifié à l’avenir; du stockage d'énergie capable de s'adapter aux fluctuations saisonnières de l'énergie renouvelable, à une énergie intermédiaire et de base rentable et distribuable », ont déclaré les entreprises dans un communiqué conjoint.
Un grand marché d’hydrogène pour GE
Ce développement constitue une autre étape décisive pour GE, qui a franchi un certain nombre d'étapes importantes pour exploiter le créneau lucratif de l'hydrogène dans un marché mondial des turbines à gaz de plus en plus concurrentiel. Une fois en ligne, Long Ridge deviendra "la première centrale électrique à hydrogène spécialement construite aux États-Unis et la première au monde à mélanger de l'hydrogène dans une turbine à gaz GE de classe H", a déclaré GE mardi.
Le projet Long Ridge arrive quelques mois seulement après que GE Gas Power ait accepté de former un groupe de travail conjoint pour explorer, évaluer et développer des options de technologie et de service pour la décarbonisation du parc de turbines à gaz GE de 4 GW du géant allemand Uniper. Dans le cadre de cet accord, les deux entreprises prévoient d'élaborer une feuille de route détaillée qui pourrait impliquer des mises à niveau respectueuses de l'hydrogène de toutes les turbines à gaz et compresseurs GE dans les centrales électriques à gaz et les installations de stockage de gaz du géant allemand de la production d'électricité à travers l'Europe.
Cependant, GE doit faire face à une forte concurrence de la part d'autres concurrents sur le marché des turbines à gaz, notamment Siemens Energy, qui est le fer de lance d'un projet de conversion de l'électricité en hydrogène sur quatre ans en France, et Mitsubishi Power, qui a déployé en septembre dernier des ensembles standardisés de stockage d'hydrogène et d'intégration sur site.
Mais selon Scott Strazik, PDG de GE Gas Power, GE est déjà "l'un des leaders de la décarbonisation dans l'industrie des turbines à gaz", principalement parce que c'est un équipementier d'origine "qui a le plus d'expérience dans l'utilisation de carburants alternatifs à faible valeur calorifique", dont l'hydrogène. Strazik a déclaré mardi que GE se réjouit "d'appliquer plus de 80 ans d'expérience pour aider Long Ridge à atteindre son objectif de fournir à ses clients une énergie fiable, abordable et à faible teneur en carbone".
4 Ce qu'une conversion d'hydrogène peut entraîner
Un porte-parole de GE a souligné mardi que GE Power a déjà déployé une large gamme de technologies de combustion dans son portefeuille de turbines à gaz qui
"permettent une large gamme de concentrations d'hydrogène - jusqu'à 100% (en volume) - sur sa flotte de dérivés d'avions et de classe B/E.". À ce jour, "nos flottes de classe avancée (classe F, H) ont des configurations qui permettent d'utiliser des carburants ayant une concentration en hydrogène allant jusqu'à 50- 60% (en volume) (selon la turbine à gaz spécifique) - avec des voies technologiques permettant d'atteindre des concentrations plus élevées en fonction des besoins des clients", a déclaré le porte-parole.
Gracieuseté: GE Power
La turbine à gaz HA est capable de produire 50%
d'hydrogène en volume "pour les unités équipées du système de combustion DLN 2.6e, que l'on trouve sur les 7HA.03 (60Hz) et les 9HA.01 et 9HA.02 (50Hz)", a expliqué le porte-parole. Cependant, "le système de combustion du 7HA.02 [le modèle qui sera utilisé à Long Ridge] est un DLN 2.6+, ce qui leur permettra de démarrer avec un volume d'hydrogène allant jusqu'à 15- 20 % immédiatement et de passer à un pourcentage d'hydrogène plus élevé avec le temps", a-t-il déclaré.
Interrogé sur les modifications et les mises à niveau que le 7HA.02 pourrait nécessiter pour atteindre une capacité de 100 %, le porte-parole a déclaré "il y a un certain nombre de choses sur lesquelles nous voudrons travailler avec tout client utilisant de l'hydrogène pour assurer la fiabilité et la sécurité de l'usine". Comme le décrit un récent livre blanc rédigé par le Dr Jefferey Goldmeer, directeur des technologies émergentes pour la décarbonisation chez GE Gas Power, la portée des travaux varie également en fonction de la quantité d'hydrogène contenue dans le carburant.
"Si le nouveau carburant est un mélange d'hydrogène et de gaz naturel, les changements nécessaires pourraient être des mises à jour limitées des contrôles ainsi que de nouvelles buses de combustion", écrit M. Goldmeer.
Mais si la conversion se fait vers un carburant à haute teneur en hydrogène, la conversion du carburant "peut nécessiter le passage à un nouveau système de combustion, ce qui exigerait de nouvelles conduites et soupapes pour les accessoires du carburant. Elle peut également nécessiter de nouveaux patins de combustible, ainsi que des modifications de l'enceinte et du système de ventilation", dit-il.
"D'autres changements nécessaires pour des raisons de sécurité ... comprennent la mise à niveau de détecteurs de flamme capables de détecter les flammes [d'hydrogène] et la mise à niveau des capteurs de gaz vers des modèles configurés pour détecter des gaz à teneur réduite en hydrocarbures. Au-delà des changements physiques, le passage à un carburant à haute teneur en hydrogène peut nécessiter des modifications "aux commandes de la turbine à gaz, ce qui pourrait avoir un impact sur les performances de la turbine à gaz, à la fois sur le rendement et le taux de chaleur", ainsi que sur l'équilibre plus large de la portée de l'installation, a-t-il dit.
Impact potentiel de la conversion de l'hydrogène sur les systèmes de turbine à gaz. Courtoisie:
Une nouvelle frontière pour l'NFE
Le projet Long Ridge, cependant, est également un développement majeur pour le NFE, qui a récemment lancé une nouvelle division, "Zero", pour déployer les technologies émergentes de production d'hydrogène.
Selon le site web de NFE, cette division pourrait transformer l'entreprise "en l'un des principaux fournisseurs d'énergie sans carbone au monde".
Wes Edens, PDG et président de NFE, a déclaré mardi :
"Long Ridge possède de nombreux avantages dans la recherche d'hydrogène vert et d'énergie sans carbone et
5 ce partenariat nous permet d'obtenir des connaissances
et une expérience de première main en matière de mélange d'hydrogène et de gaz naturel dans les turbines de GE". Edens a également noté que l'objectif de NFE a été "d'identifier et de soutenir les technologies propres qui peuvent éventuellement produire de l'hydrogène à des prix commercialement attractifs". Les progrès réalisés à Long Ridge, que M. Edens a décrit comme un projet de "preuve de concept avancée", "apporteront une valeur énorme", a-t-il déclaré.
Long Ridge a déclaré qu'il avait également engagé Black
& Veatch pour l'aider à développer des plans pour l'intégration du mélange d'hydrogène dans l'usine et
"pour assurer des pratiques industrielles sûres et fiables.
—Sonal Patel est rédacteur en chef adjoint de POWER (@sonalcpatel,
@POWERmagazine).).
Conseils pour le démantèlement des centrales électriques : gagner du temps et de l'argent
Les centrales électriques ont une durée de vie limitée.
Ainsi, il viendra un moment dans chaque installation où l'unité devra être mise hors service et le processus de démantèlement entrepris. Des décisions doivent être prises quant à savoir qui effectuera le travail, combien de temps il faudra y consacrer et ce qu'il faudra faire du site au final. N'ayez crainte, cependant, il existe des pratiques exemplaires que votre entreprise peut suivre pour que tout se passe bien.
Lorsque vous parlez aux experts du démantèlement, le message le plus important qui semble ressortir des conversations est que les entreprises doivent avoir une vision claire du résultat final avant d'entamer le processus de démantèlement. "Commencez en pensant à la fin", a déclaré Jeff Kopp, directeur général de Utility Consulting chez 1898 & Co, qui fait partie de Burns &
McDonnell, en empruntant une citation de feu Stephen R. Covey, auteur d'ouvrages d'auto-assistance.
Randall Jostes, PDG de Environmental Liability Transfer Inc. (ELT), une société de prise en charge globale de la responsabilité environnementale qui acquiert des installations mises hors service (figure 1), gère les activités de démantèlement et réaménage les sites, a donné son accord. "Nous commençons avec la réutilisation à l'esprit. En d'autres termes, nous avons des planificateurs de terrain internes qui examinent le marché - l'infrastructure du site - pour déterminer son
utilisation future la plus élevée et la meilleure", a-t-il déclaré.
1. En décembre 2018, Environmental Liability Transfer Inc. (ELT) a pris en charge les passifs environnementaux de la centrale électrique au charbon de
Brayton Point, à la retraite, de 1 600 MW, à Somerset, Massachusetts.
Aujourd'hui, le site est en train d'être transformé en un port logistique de classe mondiale et un centre de support, qui sera capable de fabriquer des composants, de mettre en scène, d'opérations et de maintenance pour l'éolien
offshore et d'autres secteurs connexes. L'image de gauche a été prise le 9 octobre 2019 et l'image de droite a été prise le 27 juillet 2020. Courtoisie: ELT
En comprenant et en planifiant dès le départ l'utilisation future, il est possible d'éviter des erreurs, comme par exemple la mise en place d'une retenue dans une zone qui pourrait entraver le développement. Dans certains cas, cela peut également permettre de sauver et d'utiliser des structures, plutôt que de se contenter de nettoyer un site.
«Nous commençons par notre concept de développement, puis tout ce que nous faisons est conçu pour préparer le site à cet effet », a déclaré M. Jostes à POWER..
Gestion des risques
« Il n'est jamais trop tôt pour commencer à planifier", a déclaré M. Kopp, suggérant qu'une grande partie de la préparation initiale devrait être fondée sur le risque. "Il faut examiner chaque plante et le niveau de risque qu'elle présente", a-t-il déclaré. "Certaines de ces vieilles centrales au charbon qui fonctionnent depuis longtemps présentent des risques environnementaux, comme l'amiante et les PCB [biphényles polychlorés], pour lesquels je pense qu'il faut prévoir un niveau d'urgence plus élevé car il y a beaucoup plus d'inconnues et une probabilité beaucoup plus grande de dépassements de coûts ».
« D'un point de vue commercial, l'une des principales considérations est de comprendre le risque dans le contexte des différentes structures de contrat et de concevoir le projet de démantèlement de manière à équilibrer le risque et les dépenses », a déclaré Erin
6 Carroll, vice-présidente senior et directrice générale de
l'équipe des services clients de PowerAdvocate, un groupe qui aide les entreprises à mieux gérer les coûts grâce aux dépenses de la chaîne d'approvisionnement.
« Par exemple, les contrats à prix forfaitaire sont populaires. Comment les propriétaires évaluent-ils les prix forfaitaires par rapport aux obligations du propriétaire ? Inversement, dans un contrat à prix indicatif, comment le risque est-il partagé et aligné sur les incitations de l'entrepreneur à réaliser des économies" ?»
Cela conduit à la décision peut-être la plus importante que les propriétaires doivent prendre, à savoir s'ils doivent réaliser eux-mêmes le projet ou le sous-traiter (voir encadré). M. Jostes a suggéré qu'une entreprise telle que ELT peut accélérer le processus de démantèlement, réduire le coût global, éliminer une grande partie des risques et soulager le stress lié à l'exécution des travaux par l'entreprise elle-même.
L'expérience de déclassement pourrait profiter aux propriétaires de centrales nucléaires
Dans les années 1940, l'usine de diffusion gazeuse d'Oak Ridge a été construite dans un secret sans précédent dans le cadre du projet Manhattan. Son but était de fournir de l'uranium enrichi pour la première bombe atomique au monde, et elle a étendu ses opérations pendant la guerre froide, produisant de l'uranium enrichi à des fins de défense et commerciales.
Les opérations d'enrichissement de l'uranium ont été interrompues sur le site en 1985, et l'usine a été officiellement fermée en 1987. Au cours de la décennie suivante, alors que le nettoyage du site devenait l'objectif principal, celui-ci a été rebaptisé East Tennessee Technology Park (ETTP) pour refléter l'ambition du ministère américain de l'énergie (DOE) de le transformer en un parc industriel à usages multiples. Les efforts récents ont également porté sur la création d'un parc national et d'une zone de conservation. L'objectif du DOE est de terminer le nettoyage cette année, marquant la première fois qu'un complexe d'enrichissement entier a été nettoyé et démoli.
UCOR, un partenariat dirigé par Amentum avec Jacobs, est le principal entrepreneur de nettoyage de l'ETTP depuis 2011. Kenneth Rueter, président et directeur général d'UCOR, a suggéré que les leçons tirées de l'ETTP sont également importantes pour l'industrie de l'énergie. "A bien des égards, UCOR a fourni un modèle
pour le démantèlement de centrales nucléaires commerciales dans un environnement encore plus dangereux", a-t-il déclaré à POWER.
L'assainissement à l'ETTP comprenait la démolition de cinq bâtiments massifs d'enrichissement de l'uranium, ainsi que des centaines d'installations qui soutenaient la recherche et les opérations sur le site. La plus grande de ces installations était le bâtiment K-25, un bâtiment en forme de U, long de plusieurs kilomètres, qui était le plus grand bâtiment du monde au moment de sa construction.
Depuis le début des opérations de nettoyage à grande échelle il y a près de 15 ans, plus de 13 millions de pieds carrés d'installations ont été démolis. Beaucoup de ces installations étaient contaminées et dans un état de délabrement avancé. Certaines des opérations sur le site ont également contaminé le sol sous-jacent, ce qui a obligé les équipes de nettoyage à enlever environ 30 000 camions de terre.
À ce jour, près de 1 300 acres ont été transférés pour le développement économique et 600 autres devraient l'être dans les années à venir. Plus de 3 000 acres ont été placés en servitude de conservation pour un usage récréatif, et 100 autres acres ont été désignés pour la préservation historique.
"Notre capacité à déclasser en toute sécurité les installations nucléaires et à éliminer les déchets sans nuire au public ou à l'environnement est directement liée à l'avenir de la production d'énergie nucléaire aux États- Unis et dans le monde entier. C'est parce que le public et les législateurs doivent avoir confiance dans la capacité de notre industrie à le faire", a déclaré M.
Rueter.
Pour en savoir plus sur le projet et les défis auxquels UCOR a été confronté, consultez le site powermag.com (voir "The POWER Interview : Cleaning Up a Radiologically Contaminated Site").
« Il s'agit de mettre une équation économique convaincante devant ces services publics, en leur montrant que notre procédé est économiquement supérieur. Et c'est plus rapide. Et c'est garanti", a déclaré M. Jostes. Il a noté que de nombreuses communautés touchées par la fermeture d'une usine ont perdu des emplois et cherchent à se réaménager. "Nous avons tout cela en interne", a-t-il déclaré. "Au lieu d'aller sur le marché, le service public obtient vraiment tout ce qui est
7 nécessaire pour le déclassement, le repositionnement et
le réaménagement du site en une seule entreprise. » Par exemple, lorsqu'un propriétaire réalise lui-même un projet de démantèlement, il doit souvent s'engager et solliciter des offres auprès d'un certain nombre de spécialistes, tels que des sociétés de démolition, des sociétés de désamiantage, des sociétés de développement immobilier, des sociétés de liquidation de machines et d'équipements, etc. C'est beaucoup de travail, et il y a beaucoup de centres de profit différents qui cherchent tous à prendre une part du gâteau. Avec une entreprise comme ELT, tout est fait en interne, et par conséquent, M. Jostes a déclaré que son entreprise peut proposer de meilleures conditions économiques qui permettent de terminer le projet plus rapidement. "Nous pensons que nous accélérons le développement de ce type d'installations d'environ 24 mois", a-t-il déclaré.
«Evaluez vos capacités internes à gérer ce travail. Le risque est différent de l'exploitation d'une usine, ou même d'un projet d'investissement sur site, alors assurez-vous d'avoir une équipe - à la fois interne et la combinaison de ressources externes - qui peut gérer ce type de projet et ces types de risques", a déclaré M.
Carroll de PowerAdvocate.
Réduire les coûts de démantèlement
Si un propriétaire choisit de s'auto-performer, il doit réunir une équipe de personnes compétentes pour faire le travail correctement. « L'expertise interne dont vous avez besoin comprend du personnel ayant une bonne expérience de la gestion de projet », a déclaré M. Kopp.
« Cela, associé à l'apport d'une aide extérieure si nécessaire, permettra à l'équipe de planifier toutes les tâches prévues. La première chose à faire est de planifier et de collecter les données le plus tôt possible, en s'assurant que vous disposez de toutes les données appropriées pour les contractants potentiels. Des informations détaillées fourniront aux entrepreneurs de démolition potentiels les informations nécessaires pour obtenir les offres les plus serrées possibles ».
«La transparence est l'une des meilleures pratiques pour garder un œil sur le calendrier et les coûts, et une gestion solide des données permet la transparence », a expliqué M. Carroll. « En employant des stratégies de données qui favorisent la transparence des coûts granulaires, en temps réel et basés sur le marché, les gestionnaires de projets peuvent prendre des mesures proactives pour contrôler les estimations au fur et à mesure qu'elles deviennent réelles, résoudre les problèmes de calendrier
et suivre les facteurs du marché qui peuvent faire grimper les coûts globaux du projet . »
Il est difficile d'insister sur l'importance de la rapidité, car le temps, c'est vraiment de l'argent. Si les projets doivent être réalisés avec soin et que personne ne doit faire de compromis sur la sécurité, l'exécution efficace des travaux, en faisant appel à des entrepreneurs qualifiés, permet de gagner du temps et de réduire les coûts.
« Lorsque les gens essaient de réaliser ces projets au coup par coup, et qu'ils essaient de les faire éclater, cela entraîne beaucoup d'inefficacité et potentiellement beaucoup de coûts plus élevés », a déclaré M. Kopp.
Par exemple, un propriétaire pensait que certains équipements d'usine avaient une valeur de réutilisation sur le marché secondaire supérieure à la valeur de la ferraille, alors il a choisi de passer du temps à faire de la publicité, à attendre les offres, à examiner les options et à sélectionner les gagnants. Ensuite, il a fallu donner à l'acheteur le temps de déployer une équipe sur le site pour enlever le matériel. Le travail a été effectué sans se soucier de l'état de la pièce à gauche car, après tout, le site était en cours de démolition, mais le résultat final a été plus difficile pour l'entreprise de démolition, ce qui a fait augmenter ses coûts. En fin de compte, la mise au rebut du matériel aurait été l'option la plus rentable.
Dans un autre cas, un propriétaire a choisi de prolonger un projet sur une période de cinq ans, plutôt que de le mener à bien du début à la fin. Le raisonnement était que cela permettrait de répartir le coût sur une plus longue période. Cependant, cela signifiait également la mobilisation et la démobilisation des équipes chaque année, ce qui représentait un coût important. Entre- temps, le personnel changeait parfois et même ceux qui n'avaient pas besoin de se familiariser avec le site et son état actuel avant de pouvoir reprendre le travail pour de bon. Le résultat net a été une augmentation considérable du coût global du projet.
«Nous pensons que la gestion des données générées au cours du projet - depuis l'estimation de la classe 5 (une estimation initiale généralement préparée sur la base d'informations très limitées) jusqu'au dépôt final du projet - facilitera la prise de décisions plus rapides et plus efficaces. Sans données précises, les logiciels de planification et de contrôle de projet ne pourront pas fournir des informations utiles aux gestionnaires de projet. La première priorité consiste à établir une base de données solide pour le projet", a déclaré M. Carroll.
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—Aaron Larson est le rédacteur en chef de POWER..
Technologie pour l’inspection avancée des actifs
Netze BW GmbH est le plus grand gestionnaire de réseau de distribution (GRD) du Bade-Wurtemberg, qui est le troisième plus grand État d'Allemagne. Netze BW est responsable des réseaux haute, moyenne et basse tension dans tout le Land. Ses lignes électriques s'étendent sur plus de 100 000 kilomètres (plus de 62 000 miles), et comme toutes les compagnies d'électricité, elle est confrontée à un défi constant de surveillance, d'inspection et de maintenance du réseau.
Sans une inspection rigoureuse des actifs, le service public ne peut pas garantir un approvisionnement stable, sûr et sécurisé aux clients. Cependant, une inspection détaillée sur une zone aussi vaste et disparate est extrêmement gourmande en ressources, ce qui crée une tension avec la nécessité de contrôler les coûts opérationnels. Historiquement, Netze BW a trouvé un équilibre viable à cet égard ; cependant, les temps changent pour les DSO.
Le défi: une période de transition
L'approche traditionnelle de l'inspection a consisté à déployer des équipes d'ingénieurs pour inspecter manuellement les biens, en se déplaçant dans tout l'État et en escaladant les poteaux électriques - un travail qui n'est pas sans danger. Ce processus a été coûteux mais efficace.
Cependant, le paysage des DSO évolue rapidement.
D'une part, la révolution des énergies renouvelables est bien engagée, ce qui signifie que beaucoup plus de petites et moyennes ressources énergétiques distribuées (RDE) sont connectées au niveau de la distribution. Cela bouleverse la topographie traditionnelle du réseau.
La production d'électricité était presque exclusivement de grande taille, centralisée et reliée au réseau de transport à haute tension, qui transportait ensuite l'électricité vers les différents réseaux de distribution.
Aujourd'hui, les DSO voient de plus en plus de DER (tels que les panneaux solaires, les petites éoliennes et les chargeurs de véhicules électriques) se connecter directement à leurs réseaux - une tendance croissante qui exerce une pression supplémentaire sur le réseau et accroît donc la nécessité d'une inspection détaillée et généralisée. Dans le même temps, les services publics cherchent à se numériser et à se décentraliser pour
faciliter une prise de décision meilleure, plus rapide et basée sur des faits, en réponse à ce nouvel environnement d'exploitation.
Mario Gnädig, chef de projet chez Netze BW, a décrit le défi permanent consistant à "porter la transformation au sein de l'entreprise jusqu'à la toute dernière partie de sa structure organisationnelle décentralisée, en emmenant tous les employés avec eux. En Allemagne, comme dans de nombreux autres pays, nous connaissons un changement radical dans le réseau de distribution, qui est en grande partie dû à la révolution énergétique.
L'époque des longs horizons de planification est révolue, et nous devons être en mesure de réagir toujours plus rapidement aux changements du réseau et des prosommateurs connectés. Il ne s'agit pas seulement d'un défi technique, mais aussi d'une révolution fondamentale dans la façon dont les employés travaillent".
La solution : Une nouvelle approche de l'inspection des biens
Au cours de l'été 2020, Netze BW s'est lancé dans un projet pilote avec Sharper Shape, une société qui a adopté une approche numérique de l'inspection des biens qui promettait d'améliorer considérablement l'efficacité de l'inspection et de contribuer aux plans de numérisation plus larges de la compagnie. La première étape a consisté en une inspection aérienne sur le terrain à l'aide de drones montés avec des caméras haute définition. Grâce à la photographie par drone, non seulement il est beaucoup plus rapide de capturer des informations sur un pylône donné que d'envoyer un homme en haut d'une échelle, mais cela réduit également les risques pour le personnel en le maintenant au sol et en rendant plus facile l'inspection d'endroits auparavant inaccessibles.
M. Gnädig a commenté : "Nous avons été impressionnés par la facilité avec laquelle nous avons pu utiliser le logiciel de planification de vol du drone pour faire voler un drone de manière largement indépendante autour des pylônes à haute tension, et pour générer et visualiser automatiquement des images des objets sur le pylône sans connaissances approfondies du pilote".
En introduisant simplement la collecte de données par drone, les équipes d'inspection ont immédiatement pu couvrir une plus grande partie du réseau dans un délai donné, ce qui a considérablement allégé la charge.
Cependant, la plus grande partie de la valeur du système Sharper Shape se trouvait dans la plateforme logicielle
9 utilisée pour analyser les données saisies, Sharper
CORE.
Le système prend automatiquement les données et applique l'intelligence artificielle (IA) et les algorithmes d'apprentissage machine pour planifier et prioriser la maintenance et les inspections futures afin d'utiliser les ressources de la manière la plus efficace possible, tout en contribuant aux efforts de numérisation plus larges en cartographiant et en normalisant les données sur le réseau.
Le résultat : Une grille plus numérique et de haute définition
Pour M. Gnädig, il existait des critères clairs pour déterminer si le projet serait considéré comme un succès. « Nous voulons avant tout utiliser les technologies modernes pour soutenir nos collègues sur le terrain. Il est extrêmement important de ne pas augmenter leur charge de travail avec un autre outil, mais de créer une réelle simplification. Pour y parvenir, nous nous efforçons d'atteindre un haut degré de numérisation et d'automatisation », a-t-il déclaré.
Le logiciel a permis une navigation facile et intuitive entre les objets d'inspection, les données étant formatées de manière standard afin de pouvoir être facilement partagées à l'avenir avec d'autres services au sein de l'entreprise. Les utilisateurs ont bénéficié d'une visualisation avancée des données au sein de la plate- forme, qui a permis de les mettre en contexte et de les rendre compréhensibles, ce qui a contribué à accroître l'efficacité et à réduire les erreurs.
M. Gnädig voit l'intérêt d'étendre cette approche à l'ensemble du réseau de Netze BW : « Un déploiement à l'échelle de l'entreprise signifierait des normes de sécurité plus élevées dans nos opérations ainsi qu'un degré élevé de normalisation de la documentation et de la qualité des données - ce qui a généralement été difficile dans nos différentes régions de réseau. En outre, l'amélioration de la disponibilité des données permettrait de traiter des sujets d'analyse plus complexes tels que les intervalles d'inspection dynamiques, les dépendances des erreurs sur d'autres paramètres comme la météo, etc. et une meilleure situation d'information sur chaque site pour les équipes ».
La numérisation prend de nombreuses formes dans un réseau de distribution, mais la collecte de données par le biais de techniques avancées d'inspection des biens peut à la fois révolutionner les régimes d'inspection des
lignes électriques eux-mêmes et se répercuter sur d'autres services pour apporter une valeur ajoutée à l'ensemble de l'organisation, comme dans la planification du réseau ou les interventions d'urgence. L'association de tout cela à des logiciels puissants et à une technologie analytique est la clé pour tirer le meilleur parti des données et garantir que les outils, comme l'a stipulé Gnädig, facilitent la vie des employés et améliorent les processus, plutôt que d'ajouter une nouvelle couche de complexité.
En fait, il entrevoit un avenir où "l'IA est essentielle lorsqu'il s'agit de découvrir des connexions complexes et ingérables à partir de différentes sources. L'IA ne sera pas une fin en soi - elle ne supprimera pas les emplois - mais l'IA nous aidera à travailler encore mieux et sera notre outil pour traiter des quantités de données inimaginables. Nous laisserons le battage publicitaire derrière nous et l'utiliserons aussi naturellement qu'une calculatrice ou un crayon.»
—Markku Koivisto est vice-président des ventes chez Sharper Shape
Comment mener des procédures de soufflage de vapeur avec du personnel à distance
De nombreux projets électriques ont été interrompus à cause du COVID-19. Cependant, les responsables de Larsen & Toubro Ltd. ont trouvé un moyen de répondre aux besoins de soufflage de vapeur malgré la pandémie, en utilisant des connexions Internet sécurisées pour faire fonctionner la turbine à gaz à distance.
Bibiyana South est un projet de cycle combiné au gaz de 400 MW du Bangladesh Power Development Board, ministère de l'Énergie du Bangladesh. Le projet est exécuté sur une base d'ingénierie, d'approvisionnement et de construction (EPC) par une entreprise commune de Samsung C&T Corp. et Larsen & Toubro Ltd. La centrale électrique est située dans le district de Bibiyana à Sylhet au Bangladesh.
La centrale se compose d'une turbine à gaz Siemens SGT5-4000F (GT) capable de fonctionner au gaz naturel, d'un générateur de vapeur à récupération de chaleur (HRSG) horizontal, à triple pression, extérieur et à recirculation naturelle, et d'un générateur de turbine à vapeur Siemens SST5-3000, disposés en configuration à arbre unique.
Larsen & Toubro Ltd. India (L&T), exécutant le projet, a franchi avec succès une étape importante en soufflant de la vapeur le 11 juin 2020, dans le cadre de la situation
10 COVID-19. Cette réussite est significative car c'était la
première fois qu'une activité de soufflage de vapeur est réalisée par L&T et le fabricant d'équipements d'origine (OEM), Siemens Energy exploitant le GT à distance.
En prévision de cette évolution, L&T et Siemens Energy ont discuté des moyens de poursuivre les travaux de mise en service malgré la pandémie. Finalement, l'équipe a décidé de faire fonctionner le GT à distance pour faciliter le soufflage de vapeur (figure 1), car le personnel technique de l'OEM était rentré dans son pays d'origine en raison de problèmes de coronavirus.
1. Cette image a été prise de nuit avec des lumières brillantes en arrière-plan.
Elle montre la vapeur qui s'échappe par un silencieux lors de l'opération de soufflage de la vapeur au projet Bibiyana Sud.
Gracieuseté: Larsen & Toubro Ltd.Inde (L&T)
Mise en place d'une assistance à distance
Une connexion à distance a été établie entre le routeur de la plate-forme commune de services à distance (CRSP) situé au centre de contrôle électrique du site de Bibiyana Sud et le serveur physique situé à Erlangen, en Allemagne. Le personnel technique de Siemens Energy a établi la communication via un appel de point final, c'est-à-dire qu'il a construit une connexion sécurisée avec le site de Bibiyana grâce à un protocole Internet public dédié de 5 mégabits par seconde, en utilisant une connexion de réseau privé virtuel (VPN) depuis l'Allemagne. Le personnel technique distant de Siemens a obtenu un accès en ligne au site par l'intermédiaire d'un
serveur terminal sécurisé qui donne accès au serveur d'applications de Siemens. Le serveur physique a été sauvegardé sur trois sites, un en Allemagne, un à Singapour et un aux États-Unis.
De plus, la technologie du verre intelligent a été utilisée pour vérifier physiquement l'état de chaque pièce d'équipement. L'équipe technique Siemens à distance pouvait voir tous les équipements à travers les yeux de l'ingénieur L&T portant les lunettes intelligentes sur le site de Bibiyana Sud.
Une fois la connexion à distance établie, les équipes de L&T et de Siemens Energy ont veillé à ce que toutes les exigences de préparation du système soient satisfaites avant le démarrage des turbines à gaz. La veille du démarrage des turbines à gaz, une inspection physique à distance a été effectuée pour la zone d'entrée d'air du compresseur de la turbine à gaz, le diffuseur d'échappement de la turbine à gaz et le pilote de gaz combustible de la turbine à gaz. La vérification de la course a été faite pour la vanne de prémélange, l'aube directrice d'entrée (IGV), les vannes d'air de refroidissement, les vannes de purge et toutes les autres pièces d'équipement. L'équipe L&T a effectué le HRSG
« prêt pour l'admission de gaz chaud » et le « test de la protection contre les déclenchements ». Les tests d'aptitude physique de tous les auxiliaires ont été effectués en un jour, et la turbine à gaz, le HRSG et tous les autres systèmes ont été déclarés prêts au démarrage.
Les initiatives techniques accélèrent l'achèvement Plusieurs nouvelles initiatives techniques ont été mises en œuvre pour l'achèvement rapide des activités de soufflage de vapeur pendant la période de COVID-19.
Elles comprenaient :
• La mise en œuvre d'un processus de soufflage de vapeur continu au lieu de la méthode classique de soufflage.
• La conversion temporaire du réservoir de stockage d'eau clarifiée (CWST), qui a une capacité de 13 600 m3, pour qu'il fonctionne comme une réserve d'eau déminéralisée (DM) supplémentaire afin de faciliter le soufflage de vapeur en continu.
• Ajout de dispositions permettant à la pompe d'appoint de la tour de refroidissement, d'une capacité de 610 m3/h, de transférer l'eau déminéralisée du CWST vers le
11 puits chaud afin d'établir un appoint constant à un débit
plus élevé pendant les conditions de soufflage.
• Mise en place d'une surveillance en ligne du DF (facteur de perturbation/rapport de nettoyage) dans le système de contrôle distribué de la centrale (DCS), conformément à la formule DF, qui exigeait des conditions de pression, de température et de débit pendant l'éruption et à la capacité nominale maximale.
• Optimisation du nombre total de circuits/étages, soit cinq à nettoyer, à savoir les circuits haute pression (HP), basse pression (LP), pression intermédiaire (IP), réchauffage à chaud (HRH) et réchauffage à froid (CRH), avec un circuit commun pour HP et HRH.
• Utilisation d'images microscopiques numériques de chaque plaque cible pour vérifier les critères d'acceptation de Siemens pour l'achèvement des étapes (figure 2).
2. Cette image montre une vue agrandie des plaques cibles après le soufflage de vapeur, ce qui permet des mesures microscopiques numériques des
indentations. Gracieuseté: L&T
Atténuation des risques. Certains risques prévus dans des conditions d'exploitation à distance ont été atténués en consultation avec les experts de Siemens Energy. En voici quelques exemples :
• Mauvaises interprétations des commandes pendant la communication à distance.
• Analyse et surveillance vigilantes lors de l'apparition de défauts.
• Problèmes de connectivité Internet et de vitesse/passerelle Internet.
• Préparation quotidienne avant le démarrage de la centrale pour une coordination étroite pour le fonctionnement en cycle ouvert et en cycle combiné des GT.
Réalisation. Le 17 mai 2020, le GT a été synchronisé avec le réseau. Le gaz chaud a été admis dans le HRSG et le soufflage de vapeur a commencé le lendemain. Le soufflage de vapeur a été effectué en quatre étapes :
• Première étape. Un coup de service de 4 heures a été effectué le 18 mai par le circuit de soufflage HP-HP en amont et en aval, et le circuit IP-LP..
• Deuxième étape. Un coup de service de 8 heures a été effectué entre le 19 et le 20 mai dans le circuit HP-HP en amont et en aval-CRH, et dans le circuit IP-LP en amont et en aval.
• Troisième étape. Un soufflage cible de 24 heures et 5 minutes a été effectué entre le 2 et le 9 juin par les circuits HP-CRH + IP-HRH.
• Quatrième étape. Un soufflage de service de 9 heures et 15 minutes a été effectué entre le 10 et le 11 juin par le circuit de soufflage HP-CRH + IP-HRH-IP.
Le 6 juin 2020, pour l'acceptation des coups de la cible de la phase 3, des images microscopiques numériques des plaques cibles ont été envoyées à l'équipe de conception et de traitement de Siemens Energy pour approbation. L'acceptation a été reçue le 9 juin 2020.
—Arvind Kumar Singh est directeur de projet pour le projet d'électricité à cycle combiné de 400 MW de Bibiyana Sud.
Un modèle holistique pour l'énergie industrielle au gaz : Centrale énergétique de Dearborn
La nouvelle centrale énergétique du DTE dynamisera une réorganisation flexible et de haute technologie du campus de recherche et d'ingénierie de Ford Motor Co. à Dearborn, Michigan. Parce qu'il va au- delà de l'enveloppe de l'énergie moderne distribuée par gaz en intégrant le stockage de la chaleur et de l'énergie thermique pour répondre aux objectifs de durabilité de Ford, ce projet hautement efficace est une centrale unique et digne de POWER Top..
12 Les percées de Ford Motor Co. en matière d'ingénierie
et de fabrication au début des années 1900 ont fait revivre l'ère de l'automobile et, au cours du siècle dernier, le géant basé à Detroit, dans le Michigan, a continué à mener la révolution de la mobilité grâce à une recherche et un développement dédiés. En 1946, près d'un demi-siècle après qu'Henry Ford ait mis en place sa célèbre chaîne de montage mobile à l'usine de Highland Park, son petit-fils Henry Ford II a élaboré un "plan directeur" pour le Centre de recherche et d'ingénierie (REC) de Ford à Dearborn, dans le Michigan, afin d'établir le premier campus de la société consacré uniquement à la recherche et au développement de produits. Bien que le campus ait été initialement situé à proximité des bureaux du siège social mondial de la société sur Michigan Ave. et du complexe industriel de l'usine de River Rouge, au cours des 65 années suivantes, les installations de Dearborn ont continué à s'étendre à mesure que la société et sa gamme de produits se développaient.
En septembre 2017, avec plus de 11 000 ingénieurs et concepteurs de plus en plus spécialisés installés dans des espaces de travail dispersés dans la ville, Ford Motor Co. a cherché une autre transformation majeure de rationalisation pour répondre aux changements spectaculaires en matière de connectivité, d'automatisation, d'électrification et d'autres technologies qui remodèlent son industrie. Dans un autre plan directeur, elle a détaillé un plan de 10 ans et de 2 milliards de dollars pour réorganiser le REC de Dearborn en un campus de 900 acres "praticable" de bâtiments interconnectés qui pourrait un jour accueillir plus de 20 000 employés. Le plan prévoit un "environnement flexible et de haute technologie présentant de nouvelles solutions de mobilité telles que des vélos, des scooters et des navettes électrifiés" et, plus tard, même des véhicules autonomes et d'autres moyens de transport émergents. Comme l'a expliqué Jim Hackett, président et directeur général de Ford, à l'époque, le design sert d'"écosystème" pour inspirer les équipes à "inventer pour l'avenir", et préparer l'entreprise à une approche plus durable et "centrée sur l'homme" pour la création de nouveaux produits et services.
Intégrer les efforts pour une efficacité, une flexibilité et une valeur maximale
Au cœur du nouveau plan directeur se trouve la centrale énergétique de Dearborn (DTE), qui a commencé à dynamiser ce campus unique en son genre en janvier 2020. Conformément aux trois principes fondamentaux du plan - intégration, interaction et colocalisation - la CEP
est une centrale de cogénération de 34 MW alimentée au gaz, qui est colocalisée avec une centrale de chauffage, ainsi qu'une centrale d'eau glacée efficace équipée d'un réservoir de stockage d'énergie thermique.
Ainsi, en plus de fournir 34 MW de puissance au réseau régulé de DTE Electric, le projet peut générer jusqu'à 225 000 livres/heure de vapeur pour le chauffage des locaux du campus, ainsi que de l'eau chaude et réfrigérée pour les bâtiments du campus, mais il peut également stocker de l'eau réfrigérée pour aider à minimiser la demande électrique de pointe, a expliqué Richard Humphries, directeur du développement commercial de DTE Energy, à POWER en août. « Le concept était d'avoir une centrale électrique centrale qui permettait à Ford de réduire ses coûts énergétiques grâce à des installations décentralisées », a-t-il déclaré.
Le résultat final est « une centrale hautement efficace et flexible » qui dépasse la gamme des objectifs de durabilité à haut rendement de Ford, a-t-il ajouté. Cela comprend une réduction de 50 % de l'empreinte carbone par rapport à une ancienne centrale à vapeur que le CEP a remplacée ; une réduction de 50 % de la consommation d'eau ; une amélioration de 60 % de l'efficacité de la production d'eau réfrigérée par rapport aux multiples refroidisseurs existants dans les bâtiments
; et une quantité importante de chauffage des locaux fournie à partir de la chaleur résiduelle récupérée.
Comme l'a déclaré Craig Sielaff, directeur de projet de DTE, à POWER, la conception unique de la centrale est le fruit d'une collaboration remarquable entre les entités de DTE Energy - dont DTE Electric, une entreprise de service public, et DTE Energy Services, une entreprise non réglementée - et six sociétés d'ingénierie différentes que Ford avait initialement engagées pour l'aider à identifier le projet énergétique le plus approprié pour son campus.
Le DTE, qui s'est joint à l'effort lorsqu'il a été sélectionné à la suite de l'appel d'offres de Ford de mai 2016, a aidé la société à élaborer un certain nombre de scénarios qui correspondraient le mieux à la proposition de valeur de Ford, a déclaré le directeur du développement commercial du DTE, Michael Larson. Finalement, en février 2017, Ford et les entités du DTE ont conclu un contrat de conception, construction, exploitation et maintenance (DBOOM) avec DTE Energy Services, un mécanisme complexe qui a permis la réalisation du projet en collaboration. Il a permis à Ford d'attribuer l'expertise, la propriété et les incitations à la performance
13 à la partie qu'elle jugeait la plus apte à les aborder afin
de récolter les meilleurs avantages en termes d'efficacité et de durabilité.
Parallèlement, il a permis à DTE d'intégrer ses connaissances spécialisées et de rationaliser efficacement l'exploitabilité de la production, du réseau et du réseau thermique afin de tirer le meilleur parti du cas de figure du front du compteur. Selon les accords définitifs signés en octobre 2017, DTE Power & Industrial construirait, exploiterait et entretiendrait l'installation intégrée pendant 30 ans ; DTE Gas l'alimenterait ; DTE Electric serait propriétaire de la centrale de cogénération
; et le groupe Power & Industrial de DTE serait propriétaire de la centrale de chauffage et de refroidissement, tandis que Ford aurait la possibilité de reprendre les opérations à la fin de la période.
Une solution technologique collaborative
1. La centrale énergétique de Dearborn de 34 MWe de DTE Energy au centre de recherche et d'ingénierie de Ford à Dearborn intègre une centrale de production d'eau glacée de 15 800 tonnes avec quatre refroidisseurs de 3 200 tonnes, un refroidisseur à pompe à chaleur de 1 200 tonnes et un refroidisseur à pompe à chaleur de 1 800 tonnes chacun avec le réfrigérant R-1233zd. L'installation comprend également un réservoir de stockage d'eau réfrigérée de 5,3 millions de gallons, conçu pour aider le campus de 900 acres à minimiser la demande d'électricité en période de pointe. Courtoisie : DTE.
La construction du projet a nécessité autant d'efforts et de coordination, a noté Mary McVeigh, responsable de l'ingénierie du DTE. Comme le CEP était situé au milieu du campus actif du REC (figure 1), les activités de construction ont dû être planifiées avec soin pour minimiser les perturbations. Cependant, malgré la solution technologique globale qui a nécessité une intégration minutieuse, le DTE a réalisé l'ensemble du projet entre mai 2018 et décembre 2019, dans les délais et le budget prévus, a-t-elle déclaré. Le projet intégré comprend :
Rentech Générateurs de vapeur à récupération de chaleur (HRSG). Les HRSG, qui sont équipés d'un chauffage d'appoint, sont fixés à chaque turbine mais
peuvent être contournés. Lorsqu'ils sont complètement allumés, les HRSG peuvent augmenter la production de vapeur de 70 000 livres/heure en mode gaz d'échappement de la turbine à environ 180 000 livres/heure.
Une turbine à vapeur Siemens de 5 MW. La turbine à vapeur a "une capacité de réduction significative pour permettre l'utilisation de la vapeur excédentaire", a déclaré M. Humphries. La boucle de refroidissement du condenseur est également conçue pour une eau de refroidissement d'entrée de 100F, qui à son tour génère de l'eau chaude pour la distribution sur le campus, a-t-il dit.
L'usine d'eau glacée. La centrale de production d'eau glacée intègre quatre refroidisseurs Trane duplex de 3 200 tonnes. Deux autres refroidisseurs, de 1 200 tonnes et 1 800 tonnes, sont des pompes à chaleur qui peuvent consommer de l'énergie et distribuer de l'eau chaude et de l'eau réfrigérée par deux moyens différents. a expliqué M. Humphries : « L'un, par l'échange de Btus entre les systèmes d'eau chaude et d'eau réfrigérée, qui est appelé "mode de chauffage/refroidissement simultané", et l'autre, par l'intégration d'un futur champ géothermique potentiel ». La centrale est notamment équipée d'échangeurs de chaleur vapeur-eau chaude, ainsi que de raccords de tuyauterie prêts pour la géothermie pour des échangeurs de chaleur géothermiques verticaux de 3 000 tonnes.
La centrale est capable de distribuer 38 500 gallons par minute (gpm) d'eau réfrigérée à 42F à 70 psig et 19 500 gpm d'eau à 120F à 85 psig au campus par des tuyaux d'alimentation et de retour. Il est également à noter que les refroidisseurs utilisent le réfrigérant R-1233zd, une technologie relativement nouvelle aux États-Unis, a noté M. Humphries. « Il a essentiellement un potentiel de réchauffement planétaire équivalent au dioxyde de carbone, par rapport à certains réfrigérants courants, qui sont 50 à 1 500 fois plus efficaces », a-t-il déclaré, notant que cet aspect était l'une des nombreuses raisons pour lesquelles l'usine cherche à obtenir la certification LEED (Leadership in Energy and Environmental Design) Gold.
Le réservoir de stockage thermique. Le système de tuyauterie d'eau réfrigérée est connecté à un réservoir de stockage d'énergie thermique de 5,3 millions de gallons, qui fournit de l'eau réfrigérée selon les besoins pour aider le campus à réduire la demande de pointe. Le réservoir de stockage est conçu pour fournir 5 000
14 tonnes d'eau réfrigérée pendant 8 heures, entre le milieu
de la matinée et le début de la soirée.
Opérations fluides et améliorées numériquement Interrogé sur le fonctionnement de la centrale à ce jour, Kevin Siess, directeur de la centrale de DTE Energy, a déclaré à POWER que malgré les nombreuses intégrations de composants nouveaux, elle est
"extrêmement stable". Bien que la CEP ait connu quelques trajets au cours de la première semaine, elle a continué à fonctionner 24 heures sur 24, surveillée par un personnel d'exploitation de seulement six personnes.
Les efforts d'exploitation et de maintenance du personnel réduit sont renforcés par la technologie numérique double utilisée dans l'usine, qui a été développée et adaptée par la start-up du Michigan Vital Tech Services, a noté M. Siess. Associées aux informations issues de la modélisation 3D utilisée pour construire l'usine, les représentations virtuelles de l'installation et de ses équipements critiques ont été cruciales pour assurer la surveillance et la planification.
«Nous n'avons jamais cessé de fonctionner pendant toute la durée de la pandémie, même avec une équipe réduite, et nous échangeons deux hommes [en équipes de 12 heures] pendant sept jours d'affilée, et nous changeons de personne pour minimiser les contacts et les chevauchements", a-t-il déclaré. "C'était un peu stressant, mais l'équipe s'en est très bien sortie.»
—Sonal Patel est rédacteur en chef adjoint de POWER..
Le dispositif gagnant de sécurité d'inspection et de réparation de cellules
Une équipe d'innovateurs de Consolidated Edison (ConEd) a remporté le prix Real-World Safety Solutions lors de l'événement Experience POWER le 28 septembre..
L'invention que le groupe a créée s'appelle un dispositif cubique d'inspection et de réparation de sécurité (CIRS).
L'équipe qui a conçu et développé la solution comprend Eric Fell, spécialiste senior de la sécurité chez ConEd ; Joe Szabo, ingénieur senior au sein du département de l'équipement et de l'ingénierie de terrain de ConEd ; Matt Johnson, concepteur senior dans l'atelier Van Nest de ConEd ; Sergo Sagareli, ingénieur senior au sein du département de recherche et développement de ConEd
; et Eric Davis, analyste senior au sein du centre d'innovation de la société. Le dispositif CIRS est une barrière de sécurité physique conçue pour être installée dans une cellule de commutation de 4 à 27 kV.
«Ce qu'il fait, c'est créer un plan d'isolation afin que quelqu'un travaillant à l'intérieur d'une armoire de commutation, qui a des composants sous tension derrière un obturateur, puisse faire presque tout le travail dont ils auraient besoin en cas de panne, sans l' interruption de service», a déclaré Fell. «Le principal pour nous est l'efficacité et la sécurité, la sécurité étant toujours la première chose que nous faisons. Et ce que ce dispositif fait, c'est qu'il empêche quelqu'un d'entrer en contact accidentel avec des composants sous tension. »
Joe Szabo, Matthew Johnson et Eric Fell tiennent un nouveau bouclier pour assurer la sécurité des travailleurs des sous-stations dans la sous-station de
Mott Haven, dans le Bronx, le 24 avril 2019. Courtoisie : ConEd.
Bien que toutes les cabines de commutation soient similaires, la conception de chaque fabricant est légèrement différente et présente des aspects uniques.
15 M. Fell a expliqué que la plupart des modèles comportent
un ensemble d'obturateurs, mais qu'il y a souvent des espaces où la main d'une personne ou un outil pourrait entrer accidentellement en contact avec des composants sous tension. "C'est ce que nous essayons d'éviter", a-t- il déclaré.
En plus d'améliorer la sécurité, le dispositif CIRS a rendu plus efficace le programme de maintenance de ConEd.
Selon M. Fell, le dispositif permet d'effectuer davantage de maintenance, ce qui améliore la fiabilité du système et réduit les coûts.
« Nous voyons beaucoup de bons résultats, » dit-il.
« L'appareil est sur le terrain depuis deux ans maintenant. En 2019, je pense que nous avions environ 14 à 16 cas d'utilisation pour des réparations correctives d'urgence, et il a été utilisé régulièrement pour la maintenance préventive, qui était la première année de sa sortie. Et cette année seulement, à ce jour, nous avons dépassé ces chiffres pour l'entretien correctif. Et il a été utilisé au printemps, et il sera à nouveau utilisé dans les prochaines semaines pour commencer nos programmes d'entretien préventif ».
La création d'un dispositif CIRS fonctionnel a clairement impliqué un travail d'équipe. L'idée est née en mai 2017, quand Fell a rencontré Szabo lors d'une réunion de l'équipe de pairs. Ils ont tous les deux constaté la nécessité d'améliorer la maintenance des appareils de commutation et leurs expériences se sont combinées pour mettre au point une solution.
Johnson est entré en scène peu de temps après. Szabo avait travaillé avec lui sur des projets personnalisés et savait qu'il était un designer compétent - quelqu'un qui pouvait utiliser l'équipement de l'atelier d'usinage et l'impression 3D pour créer des prototypes. Le trio a donc créé un modèle de travail et l'a apporté à Sagareli pour le peaufiner. Sagareli a envoyé la conception finale à un laboratoire indépendant pour qu'il la teste et la valide.
Une fois le concept éprouvé, le centre d'innovation de ConEd, et plus particulièrement Davis, a aidé à traverser la "vallée de la mort de l'innovation", c'est-à-dire le fossé entre le prototype et la mise à l'échelle et la commercialisation réussie.
«Tout s'est en quelque sorte mis en place», a déclaré Szabo. "Les retours que nous avons reçus du terrain sont tout simplement formidables."
Johnson, Fell et Szabo ont participé à des conférences pour souligner les avantages du dispositif CIRS. Courtoisie : ConEd.
L'appareil n'est pas encore disponible à l'achat en dehors de l'entreprise, mais l'équipe de ConEd travaille en partenariat avec un fabricant pour le mettre sur le marché prochainement. « Nous essayons simplement de trouver ce partenaire de fabrication pour qu'il le prenne comme sa propre ligne de produits et le développe pour tous nos besoins, ainsi que pour l'industrie », a déclaré M. Fell.
Pour leur travail, la conférence POWER and the Experience POWER a récompensé l'équipe du dispositif CIRS de ConEd avec le prix 2020 Real-World Safety Solutions.
—Aaron Larson est le rédacteur en chef de POWER (@AaronL_Power,
@POWERmagazine).
Le marché des batteries devrait croître à un taux de croissance annuel moyen de 11,3%
entre 2020 et 2026
Selon une nouvelle étude publiée par Polaris Market Research, le marché mondial des batteries devrait croître à un taux de croissance annuel moyen de 11,3 % entre 2020 et 2026. En 2019, le segment de l'électronique grand public représentait la plus grande part de marché en termes de revenus. L'Asie-Pacifique devrait être le principal contributeur aux revenus du marché mondial des batteries en 2019.
16 La demande de smartphones et d'autres appareils
mobiles augmente dans le monde entier, ce qui favorise la croissance du marché. L'utilisation croissante des batteries dans des secteurs variés tels que l'aérospatiale et la défense, les soins de santé et l'électronique a accéléré la croissance du marché des batteries.
L'augmentation des revenus disponibles dans les pays en développement, la hausse du niveau de vie et les préoccupations environnementales croissantes favorisent la croissance du marché des piles. La demande de véhicules électriques à batterie a considérablement augmenté au fil des ans en raison de la hausse des prix de l'essence dans le monde entier, ce qui a entraîné une adoption accrue des batteries. La croissance exponentielle des prix de l'essence et du diesel due à l'épuisement des réserves de combustibles fossiles a encouragé les consommateurs à se tourner vers les véhicules électriques à batterie, soutenant ainsi la croissance du marché. Les principaux acteurs mondiaux étendent leur présence dans les pays en développement de la Chine, du Japon, de l'Inde, de l'Indonésie et de la Malaisie afin d'exploiter les possibilités de croissance du marché des batteries offertes par ces pays.
Les prix des batteries Li-ion ont considérablement baissé au fil des ans, ce qui stimule la croissance du marché des batteries. La plupart des véhicules électriques sont équipés de batteries Li-ion. Les prix des batteries lithium- ion ont diminué de près de moitié depuis 2014. La baisse des prix des batteries entraîne à son tour une baisse des prix des véhicules électriques à batterie. Selon l'Institut de recherche sur l'énergie, le coût d'une batterie Tesla dans le scénario actuel est de 190 dollars par kWh. Il est prévu que le coût atteigne 100 dollars par kWh d'ici 2020, ce qui augmenterait considérablement la part de marché des véhicules électriques à batterie. L'augmentation du volume de production des batteries, et l'adoption croissante des batteries dans les véhicules électriques et les véhicules électriques hybrides ont entraîné une réduction du coût des batteries.
L'Asie-Pacifique a généré les revenus les plus élevés du marché des batteries en 2019, et devrait être en tête du marché mondial des batteries tout au long de la période de prévision. La croissance de la population, l'augmentation des revenus disponibles et la pénétration croissante des appareils mobiles ont favorisé la croissance du marché des batteries dans la région. La demande croissante de batteries de la part d'industries telles que la santé, l'automobile, l'électronique et la défense, entre autres, associée à l'acceptation
croissante des technologies vertes et des véhicules électriques, est le moteur de la croissance du marché des batteries dans la région.
—Par le personnel et les contributeurs de TMI
17
Calendrier des Événements
Conférence sur l'énergie distribuée Date / date
de
l'événement
19-21 octobre 2020
La
description Une expérience en ligne pas comme les autres.
Agissez lors du seul événement en ligne réunissant toutes les facettes de la production distribuée, vous aidant à gérer et à naviguer dans la croissance rapide de la production d'énergie décentralisée et distribuée.
Emplaceme
nt Événement virtuel
Information additionnell e
https://www.distributedenergyconfere nce.com/
African Utility Week et POWERGEN Africa Date / date
de l'événement
24-26 novembre 2020
La
description African Utility Week et POWERGEN Africa sont des partenaires de confiance alignés sur l'objectif de l'industrie d'accroître l'accès à une électricité (et à l'eau) fiable et abordable sur le continent africain et dans un secteur qui a attiré 25 milliards USD rien qu'en 2017.
African Utility Week et POWERGEN Africa s'engagent à vous offrir une expérience unique et professionnelle dans la réalisation de vos objectifs commerciaux à travers le continent grâce à un partenariat avec eux.
Emplaceme
nt Le Cap, Afrique du Sud Information
additionnell e
https://www.powerengineeringint.co m/events/about-african-utility-week- and-powergen-africa-2020/
Powergen International Date / date
de l'événement
08-10 décembre 2020
La description L'exposition et le sommet POWERGEN International servent de centre d'affaires et de réseautage pour 15 000 producteurs d'électricité, services publics et fournisseurs de
solutions engagés dans la production d'électricité. Cette expérience événementielle immersive et interactive en face à face est plus importante que jamais, car POWERGEN s'engage à fournir une plateforme pour discuter des défis en profondeur auxquels sont confrontés tous les acteurs de l'énergie et les aider à trouver un chemin entre la situation actuelle de l'industrie et la nouvelle émergence. et les grandes tendances le prendront.
Emplaceme
nt Orange County Convention Center Orlando, FL États-Unis
Information additionnell e
https://www.powergen.com/welcome
Référence
www.powermag.com
www.turbomachinerymag.com
La mission de la Division Veille est d’assurer la veille stratégique (technologique, normative, concurrentielle, economique ...) au sein de la société algérienne de production d'électricité, pour plus de détails, veuillez contacter la Division Veille.
Pensez à l'environnement. N'imprimez ce document que si vous en avez vraiment besoin.
SPE - Octobre 2020 -
