Bulletin de veille technologique
émis par la Société Algérienne de Production d'Electricité
Vol 2020 - N ° 08: Août 2020
www.spe.dz
Direction Stratégie Et Systèmes
Table des matières
MHPS maintient son leadership sur le marché mondial des turbines à gaz à usage intensif ... 3
L'hydrogène - le carburant du futur de l'Asie-Pacifique ... 3
Cas d'utilisation de l'hydrogène ... 4
Le parcours de l'APAC ... 4
Obstacles au marché ... 5
Et après ... 5
Achèvement de la centrale électrique innovante ‘’Pile combustible à l’hydrogène’’ ... 5
Comment fonctionne la centrale électrique à pile à combustible ... 5
Une solution environnementale vitale ... 6
Stockage d'énergie: la nouvelle priorité de R&D des États-Unis pour sécuriser le réseau ... 7
Des étincelles de fort intérêt... 8
Au-delà des batteries ... 9
Engager des partenaires potentiels ... 9
Centre d'excellence en cybersécurité pour développer les meilleures pratiques de cybersécurité pour les services publics ...10
O&M: Quand une déconnexion rapide a du sens lors d'un arrêt de turbine ...11
Une solution sûre et rapide pour éviter les pannes imprévues ... 11
La perspective de conception de l'OEM ... 11
Exemple concret ... 12
Le kit de mise à niveau rend le remplacement de la servovanne sûr et facile ... 12
Le changement de nom MHPS, sans Hitachi, prend effet le 1er septembre ...12
Bonnes pratiques en matière de chaudières: les mises à niveau des chaudières et les installations HRSG nécessitent des précautions ...13
Sélection de chaudières ... 13
Considérations de dimensionnement ... 13
Changements d'émissions ... 14
Conception du site ... 15
Réduire les coûts d'exploitation ... 15
Le LCOE est-il le meilleur indicateur pour choisir de nouvelles ressources énergétiques? ...16
LCOE raconte une histoire ... 16
LCOE ne peut pas raconter toute l'histoire ... 16
La baisse des coûts pourrait ouvrir le vide ... 17
Calendrier des Événements ...18
Conférence sur l'énergie distribuée ... 18
African Utility Week et POWERGEN Africa ... 18
Powergen International ... 18
Référence ...18
MHPS maintient son leadership sur le marché mondial des turbines à gaz à usage intensif
Selon les données de McCoy Power Reports, Mitsubishi Hitachi Power Systems (MHPS) continue de dominer le secteur de la production d'électricité sur le marché mondial des turbines à gaz heavy-duty (100 MW et plus).
La société a dominé la part du marché mondiale en termes de capacité pour les grandes turbines à gaz au premier semestre 2020, avec des commandes allant jusqu'à 3472 MW. Cela représentait 32% de la part du marché globale au cours de la période.
MHPS a également atteint une part de marché mondiale de 52% pour les turbines à gaz de classe avancée (classe G, H et J), qui est un sous-ensemble du segment des turbines heavy-duty.
Les turbines à gaz de la série J de MHPS continuent de dominer le marché avec leur combinaison inégalée d'efficacité supérieure à 64% et de fiabilité de classe mondiale de 99,5%.
La flotte de Classe J installée a dépassé le million d'heures d'exploitation commerciale dans le monde, soit près du double de celle des turbines à gaz de taille similaire des concurrents.
Comme avantage supplémentaire, toutes les turbines à gaz vendues par MHPS dans le monde seront capables de fonctionner avec de l'hydrogène vert créé à partir d'énergie renouvelable stockée.
Le segment des turbines à gaz à usage intensif représente la technologie la plus avancée et stimule la production d'énergie à l'échelle mondiale.
—Par Nicholas Nhede
L'hydrogène - le carburant du futur de l'Asie- Pacifique
Avec des pays comme le Singapour, le Japon et l'Australie, soutenant fortement le potentiel de l'hydrogène, il est tout à fait approprié d'explorer l'impact de l'hydrogène sur la transition énergétique, ainsi que son potentiel plus large dans la région APAC.
Selon le Conseil de l'hydrogène, les technologies de l'hydrogène pourraient fournir 18% des besoins énergétiques totaux du monde d'ici 2050 et pourraient alimenter plus de 425 millions de véhicules dans le monde d'ici là. C'est une raison pour explorer l'impact de l'hydrogène sur la transition énergétique, ainsi que son potentiel plus large dans la région APAC.
La technologie de l'hydrogène se décline généralement en trois couleurs principales, à savoir: l'hydrogène vert, qui est produit à partir de l'électrolyse de l'eau et des énergies renouvelables et est neutre en carbone ; L'hydrogène bleu, qui intègre la capture et le stockage du carbone dans les processus de reformation du méthane à la vapeur, réduisant ainsi les émissions de carbone ; et l'hydrogène marron, qui est produit à partir de combustibles fossiles et représente environ 95% de la production mondiale.
L'hydrogène est considéré comme l'un des principaux moteurs de toute la transition énergétique. Cette transition renvoie à la décarbonation de l'approvisionnement énergétique et au passage des énergies fossiles aux énergies renouvelables. Cela a exercé une forte pression sur le système électrique en ce qui concerne la production et la demande, car les réseaux conçus il y a des décennies ne peuvent tout simplement pas faire face à la variabilité des intrants provenant de différentes sources. La solution à cette pression est la flexibilité et l'hydrogène est généralement
4 considéré comme une source probable de flexibilité pour
l'ensemble du système électrique.
Cas d'utilisation de l'hydrogène
L'hydrogène a une multitude d'utilisations même si certains affirment qu'il faudra de nombreuses années avant que cette source d'énergie ne devienne économiquement viable à grande échelle.
L'hydrogène est converti assez facilement de et vers l'électricité et il peut être stocké pendant de longues périodes avec des pertes minimales. Il joue un rôle de premier plan dans la région Asie-Pacifique en tant que : o matière première industrielle - l'hydrogène est utilisé pour produire des produits industriels tels que l'ammoniac, important pour les secteurs agricole et minier, en particulier en Australie ;
o stabilisateur de réseau - les électrolyseurs à hydrogène peuvent augmenter et réduire leur charge pour correspondre à la production d'énergie renouvelable comme le vent et le solaire ;
o carburant de transport - les piles à hydrogène offrent une alternative aux batteries pour alimenter des moteurs électriques plus gros ;
o production d'électricité - l'hydrogène peut être alimenté par une turbine à gaz ou une pile à combustible pour produire de l'électricité.
L'utilisation des moteurs à hydrogène est de plus en plus populaire, avec des moteurs bi-carburant permettant l'utilisation d'hydrogène avec du gaz naturel, certains moteurs acceptant jusqu'à 25% d'hydrogène. De plus en plus, nous voyons également l'utilisation de bus à hydrogène et de véhicules électriques qui ont désormais une plus grande autonomie et une plus grande couverture. Dans l'espace maritime, l'hydrogène devient un produit de niche avec des moteurs et des navires destinés à décarboner le secteur maritime.
'' L'HYDROGÈNE EST GÉNÉRALEMENT CONSIDÉRÉ COMME UNE SOURCE PROBABLE DE
FLEXIBILITÉ POUR L'ENSEMBLE DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE ''
Du point de vue australien, les applications domestiques de l'hydrogène ont été particulièrement importantes dans le mélange dans les réseaux de gaz naturel. La source de carburant accélère la décarbonisation de la région et le pays a bien fait d'adopter une approche systématique pour construire des projets d'hydrogène à grande échelle.
Le parcours de l'APAC
Tous les pays de la région APAC partagent le même objectif en matière d'hydrogène, qui est de compléter le réseau électrique et d'accélérer l'agenda de la transition énergétique.
Le voyage technologique a commencé en 2018 lorsque des sommes importantes ont été mises à disposition pour la recherche et le développement. Cela a été suivi de nombreuses discussions avec des groupes de travail et une variété d'intervenants, pour instruire et garantir l'adhésion du marché. Par la suite, en 2019, l'Australie a mis en place un centre d'innovation pour l'énergie propre, et a invité a la participation des investisseurs comme Toyota, avec sa technologie avancée de pile à combustible. Siemens a promis 5GW de développement d'énergies renouvelables en Australie-Occidentale, fournissant l'échelle de l'hydrogène vert.
Cela a lancé un processus qui a débouché sur de nombreux développements politiques et pratiques pour garantir l'avenir de l'hydrogène. Par exemple, le ministre des Ressources et de l'Australie du Nord, Matt Canavan, et le ministre japonais de l'Économie, du Commerce et de l'Industrie, Hiroshi Kajiyama, ont signé une déclaration commune sur la coopération sur l'hydrogène et les piles à combustible pour démontrer leur engagement à coopérer au déploiement de l'hydrogène.
De plus, en Australie, la Clean Energy Finance Corporation a lancé un fonds d'avancement de l'hydrogène de 300 millions de dollars, conçu pour soutenir la croissance d'une industrie australienne de l'hydrogène propre, innovante, sûre et compétitive. Le programme de subventions vise à démontrer la viabilité technique et commerciale de la production d'hydrogène à grande échelle par électrolyse.
Enfin, l'Agence australienne pour les énergies renouvelables (Australian Renewable Energy Agency ARENA) et le gouvernement australien ont annoncé un financement de 1,28 million de dollars pour la création du Centre australien de l'hydrogène. Le projet étudiera le mélange d'hydrogène dans les gazoducs existants en Australie-Méridionale et à Victoria. En outre, un financement de 995000 dollars a été accordé à Yara Pilbara Fertilizers Pty Ltd pour soutenir une étude de faisabilité pour la production d'hydrogène et d'ammoniac renouvelables pour la production d'engrais dans la région minière de Pilbara, en Australie Occidentale.
La Chine présente un grand potentiel de croissance du marché, d'autant plus que l'utilisation accrue des
5 énergies renouvelables a conduit à une plus grande
instabilité du réseau. En Thaïlande, les systèmes hybrides sont devenus plus populaires, encouragés par la réforme des politiques. La production centralisée est mélangée à la production distribuée intelligente qui présente un grand marché de l'hydrogène renouvelable.
En outre, le gouvernement thaïlandais encourage le transport électrique, ce qui ouvre le marché des piles à hydrogène.
La décarbonisation est complexe et la réalisation d'un système énergétique transformé nécessitera une variété de solutions.
Il y a des cas où lutilisation d'hydrogène bleu est parfaitement logique, avec la capture du carbone avec stockage. Dans d'autres cas, l'hydrogène vert fonctionnera le mieux, réduisant les coûts grâce à l'utilisation d'électrolyseurs.
Cela revient à minimiser l'intermittence et les coûts tout en maximisant la flexibilité et en adoptant les modèles commerciaux pour s'adapter à ces changements de système.
En termes d'opportunités de marché, l'Australie présente une plaque tournante pour l'hydrogène renouvelable et l'hydrogène bleu, en raison des secteurs actifs des mines, de l'agriculture et de l'ammoniac. Il s'agit de trouver la bonne opportunité d'investissement.
Obstacles au marché
Absence de politique - L'utilisation de l'hydrogène peut être renforcée par une politique gouvernementale encourageant la production et le transport efficace.
Transport- Le transport de l'hydrogène entre les pays est coûteux et difficile. Il n'existe actuellement qu'un seul navire au monde capable de transporter de l'hydrogène, d'une capacité de 170 tonnes.
DNV GL travaille sur plusieurs conceptions de navires capables de transférer plus de 500 tonnes d'hydrogène.
Coût- Le stockage de l'hydrogène est coûteux et peut- être la plus grande critique du carburant. L'utilisation d'électrolyse et de neutralisants alcalins à grande échelle réduira les coûts. Cependant, il faudra près d'une décennie avant de voir une véritable viabilité commerciale. Il est préférable d'utiliser une approche de coût nivelé qui inclut les investissements, les coûts de carburant et de carbone.
Et après
L'hydrogène aura un rôle important à jouer sur le marché de l'énergie, compte tenu notamment de ses utilisations et applications diverses.
Il faudra probablement un certain temps avant que l'hydrogène ne devienne le poumon ou la locomotive du marché de l'énergie. Cependant, il est clair qu'avec une approche collaborative du développement du marché, les progrès technologiques qui se produisent actuellement dans le secteur des énergies renouvelables et la réduction des coûts de production d'énergie verte, l'hydrogène sera commercialement viable en un rien de temps.
—Par Pamela Largue
Achèvement de la centrale électrique innovante ‘’Pile combustible à l’hydrogène’’
La plus grande centrale électrique industrielle à pile à combustible à hydrogène au monde et la première à n'utiliser que de l'hydrogène recyclé issu de la fabrication pétrochimique a été mise en service par Hanwha Energy dans son complexe industriel de Daesan à Seosan, en Corée du Sud.
L'usine innovante utilise ‘’l'hydrogène recyclé issu de la fabrication pétrochimique’’ fourni par l'usine de Hanwha Total Petrochemical située dans le même complexe. La société a déclaré que la centrale électrique de 50 MW avait la capacité de produire jusqu'à 400000 MWh d'électricité par an, ce qui, selon elle, est suffisant pour alimenter 160000 foyers sud-coréens.
« Avec l'achèvement de cette usine, nous aiderons le gouvernement à établir une feuille de route vers une économie de l'hydrogène tout en stimulant l'économie locale », a déclaré In-Sub Jung, PDG de Hanwha Energy, lors d'un événement célébrant l'achèvement du projet.
Comment fonctionne la centrale électrique à pile à combustible
L'énergie des piles à hydrogène diffère grandement de la production d'électricité à partir de combustibles fossiles. La technologie conventionnelle des combustibles fossiles repose sur la combustion pour produire de la vapeur et faire tourner une turbine. Les piles à hydrogène, quant à elles, combinent l'hydrogène et l'oxygène dans une réaction électrochimique pour produire de l'électricité. Les seuls sous-produits de cette réaction sont la chaleur et la vapeur d'eau, ce qui fait des
6 piles à hydrogène un moyen attrayant de réduire les
émissions de carbone, selon Hanwha Energy.
L'usine du complexe industriel de Daesan contient 114 piles à combustible. L'usine de Hanwha Total Petrochemical produit jusqu'à trois tonnes d'hydrogène par heure. L'hydrogène recyclé est pompé dans la nouvelle centrale électrique (figure 1) via des conduites souterraines et est acheminé directement dans les piles à combustible. L'électricité est alors générée par la réaction électrochimique. Aucun gaz à effet de serre, oxyde de soufre (SOx) ou oxyde d'azote (NOx) n'est émis.
1. Le projet de pile à combustible construit par Hanwha Energy dans le complexe industriel de Daesan à Seosan, en Corée du Sud, est la plus grande
centrale industrielle à pile à combustible à hydrogène au monde et la première à n'utiliser que de l'hydrogène recyclé provenant de la fabrication
pétrochimique. Gracieuseté: Hanwha Energy
Selon Hanwha Energy, la centrale électrique à pile à hydrogène de Daesan est une opération quasiment zéro déchet. Les piles à combustible génèrent jusqu'à 120000 tonnes de vapeur d'eau par an en tant que sous-produit.
Cette vapeur est condensée et renvoyée vers Hanwha Total Petrochemical. Des microfiltres très efficaces sont installés sur les piles à combustible pour rendre l'usine encore plus verte. Ces microfiltres peuvent capturer des particules inférieures à 1 micromètre de largeur. Ils empêchent les polluants, y compris la poussière atmosphérique, de contaminer la réaction électrochimique qui se produit dans les piles à combustible.
Dans une pile à combustible, les molécules d'hydrogène sont divisées en électrons et en ions pour générer de l'électricité à courant continu. Ces électrons et ions d’hydrogène sont ensuite liés à l'oxygène pour former de la vapeur d'eau qui est rejetée sous forme d'échappement. En éliminant les impuretés de l'oxygène avant qu'il ne pénètre dans les piles à combustible de la centrale de Daesan, les microfiltres assurent une production d'électricité optimale tout en prolongeant la durée de vie des cellules.
Une solution environnementale vitale
L'idée du projet de la centrale électrique à pile à hydrogène est née en 2015. Hanwha Total
Petrochemical était confrontée à un dilemme. Elle avait étendu sa capacité de production d'hydrocarbures aromatiques au complexe industriel de Daesan. Les hydrocarbures aromatiques sont des composés constitués principalement d'atomes d'hydrogène et de carbone, et sont utilisés dans une variété d'applications telles que la production de solvants, de colorants, de plastiques et de médicaments.
Cependant, la production accrue d'hydrocarbures aromatiques sur le site a entraîné des quantités excessives de sous-produit d'hydrogène. Normalement, cet hydrogène serait brûlé, mais l'entreprise avait mis en place une politique ‘’Pas de combustion, pas de pollution atmosphérique’’ pour réduire ses émissions de carbone.
Hanwha Energy a proposé de recycler l'hydrogène pour produire de l'électricité pour Hanwha Total Petrochemical, ce qui semblait être une solution gagnant-gagnant. En janvier 2018, Hanwha Energy s'est associé à Korea East-West Power et Doosan Corp. pour créer Daesan Green Energy, une société spécialisée visant à faciliter l'achèvement d'un projet de centrale électrique à pile à hydrogène. Hanwha Energy est le principal actionnaire (49%) et est responsable des opérations quotidiennes de la centrale. Korea East-West Power (35%) achète le certificat d'énergie renouvelable produit par l'usine, tandis que Doosan (10%) fournit et entretient les piles à hydrogène. Les 6% restants de Daesan Green Energy sont détenus par des investisseurs financiers.
Daesan Green Energy a obtenu une licence d'exploitation de production en février 2018. Des contrats majeurs ont été signés et des plans de construction approuvés en avril de la même année. La construction du projet a commencé en juillet 2018.
L'usine a été construite par Hanwha Engineering &
Construction pour un coût de 212 millions de dollars. Il occupe environ 20000 mètres carrés du complexe industriel de Daesan. La première transmission d'énergie a eu lieu en juillet 2019 et le processus de mise en service a commencé à ce moment-là. Bien que l'exploitation commerciale ait commencé en juin 2020, Hanwha Energy n'a pas organisé de célébration (figure 2) pour reconnaître l'achèvement de la centrale jusqu'au 28 juillet 2020, et ils annoncé officiellement l'achèvement le 07 août 2020.
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2. Le 28 juillet 2020, In-Sub Jung, PDG de Hanwha Energy, a célébré l'achèvement de la centrale électrique à pile à hydrogène du complexe industriel de Daesan à Seosan, en Corée du Sud. Le Premier ministre Sye- kyun Chung a également assisté à l'événement. Gracieuseté: Hanwha Energy
Alors que Hanwha Energy affirme que d'autres tentatives ont été faites pour utiliser de l'hydrogène recyclé pour produire de l'électricité, ‘’ce sont toutes des démonstrations à petite échelle qui ont produit moins de 1 MW d'électricité’’. Elle a déclaré que la centrale électrique à pile à hydrogène de Daesan est la première à produire en masse de l'électricité uniquement avec de l'hydrogène. « Ce modèle révolutionnaire de production d'électricité attire l'attention des exploitants d'installations industrielles en Corée, en Chine, en Inde et aux États-Unis », a déclaré la société.
—Aaron Larson est le rédacteur en chef de POWER
Stockage d'énergie: la nouvelle priorité de R&D des États-Unis pour sécuriser le réseau
Le département américain de l'énergie a fait de la recherche et développement (R&D) du stockage d'énergie de longue durée dans les centrales à combustibles fossiles une priorité pour maintenir un approvisionnement fiable et abordable en électricité vers les foyers, les entreprises et les industries américaines tout en réduisant les émissions de gaz à effet de serre.
Dans le cadre de son nouveau programme avancé de stockage d'énergie, le Bureau des énergies fossiles (FE) du ministère de l'Énergie (DOE) a récemment publié une annonce d'opportunité de financement (FOA) pour les technologies qui sont presque prêtes à être mises en œuvre, ainsi que des concepts innovants avec un potentiel révolutionnaire qui peuvent être intégrés aux actifs fossiles. Les avantages de l'hybridation du stockage d'énergie avec les actifs fossiles comprennent une meilleure utilisation des actifs, la fiabilité du réseau et les performances environnementales.
Le Laboratoire national des technologies énergétiques (NETL), qui gère le programme de FE, a demandé aux organismes de recherche, aux universités et à l'industrie de fournir des propositions de financement pour l'avancement de l'intégration des technologies de stockage d'énergie avec une gamme de types d'actifs
fossiles. Selon une précédente demande d'information (RFI) parrainée par FE, il est prévu que les propositions axées sur les technologies de stockage de batteries chimiques, thermiques, mécaniques et à flux capables de stockage de moyenne et longue durée seront les plus susceptibles d'être soumises. Cette initiative soutient le grand défi du stockage d'énergie à l'échelle du DOE, qui a été annoncé par le secrétaire américain à l'énergie Dan Brouillette en janvier pour positionner les États-Unis en tant que leader mondial du stockage d'énergie d'ici la fin de la décennie.
Le stockage d'énergie n'est pas nouveau.
L'hydroélectricité à accumulation par pompage, par exemple, existe depuis les années 1920, et d'autres technologies qui impliquent de capturer l'énergie produite et de la stocker pour une utilisation ultérieure font toujours partie de l'équation. Par conséquent, la question évidente est: pourquoi FE a-t-il mis en place un nouveau programme de stockage d'énergie?
Le problème qui sous-tend l'initiative est la nécessité de protéger le réseau moderne et de garantir qu'il peut fournir l'électricité dont l'Amérique a besoin à mesure que des formes d'énergie renouvelables plus variables, telles que l'énergie solaire et éolienne, sont ajoutées.
L'intégration de systèmes de stockage d'énergie aux centrales électriques alimentées au charbon et au gaz naturel offre une solution économique et respectueuse de l'environnement pour répondre à ce besoin et renforcer la résilience du réseau en cas de catastrophes naturelles ou de cyberattaques qui perturbent le service.
Les centrales à combustibles fossiles sont conçues pour produire de l'électricité tout en fonctionnant à une capacité et une efficacité maximales continues.
Cependant, avec plus d'énergies renouvelables sur le réseau, ces centrales à énergie fossile conventionnelles doivent fonctionner à des charges minimales pendant de plus longues périodes. Ces écarts par rapport à l'efficacité maximale augmentent la consommation de carburant et les émissions. De plus, la réduction du ralentissement des centrales à énergie fossile entraîne un stress et une usure des équipements de production de vapeur.
FE soutient que le stockage d'énergie combiné aux actifs énergétiques fossiles offre une série d'avantages pour l'environnement, les propriétaires d'actifs, le réseau électrique et les consommateurs. Voici quelques exemples:
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■ Les consommateurs peuvent se reposer tranquillement. Le stockage de l'énergie dans les centrales à combustibles fossiles jouera un rôle considérable pour répondre à la demande d'électricité pendant les périodes de pointe, y compris les jours étouffants d'été où les climatiseurs fonctionnent à plein régime. Le soir, le stockage d'énergie aidera à fournir de l'électricité pendant les pics d'utilisation lorsque les ménages allument leurs lumières et que les familles alimentent un nombre croissant d'appareils électroniques domestiques.
■ Les planificateurs des ressources et les exploitants de centrales électriques constateront que l'hybridation du stockage d'énergie avec des actifs fossiles offre une stratégie pour soutenir le réseau avec une capacité de répartition ferme, une flexibilité améliorée des actifs et une efficacité globale du système. Pendant les heures creuses, les usines continueront de fonctionner à pleine charge et redirigeront la vapeur du cycle vapeur vers un système de stockage sur site. Pendant les heures de pointe, ou lorsque les énergies renouvelables sont hors ligne, l'énergie stockée pourrait être renvoyée à l'usine pour produire de la vapeur supplémentaire pour la production d'électricité.
■ Les centrales à combustibles fossiles fonctionnant à haut rendement produisent moins d'émissions de dioxyde de carbone, un gaz à effet de serre. Et si une telle usine devait ajouter un système de captage du carbone à ses opérations, la perspective d'une émission de niveau zéro, à base de combustibles fossiles generating station pourrait devenir une réalité. La capacité de stockage d'énergie prend également en charge l'expansion de la capacité renouvelable dans les régions qui évoluent conformément aux divers moteurs du marché et des régulateurs.
Le parc actuel de centrales au charbon fonctionne à environ 50% de sa capacité. Ces centrales et de nombreuses centrales à cycle combiné alimentées au gaz naturel (NGCC), turbines à combustion à un seul cycle et moteurs à pistons fonctionnent de manière à suivre la charge ou à atteindre des pics. L'exploitation de ces actifs cyclables de manière plus prévisible, en tirant parti de la flexibilité supplémentaire offerte par le stockage d'énergie, offre une grande opportunité commerciale potentielle grâce à l'extension de la durée de vie des actifs, à la réduction des coûts de carburant, à la capture des expéditions et à d'autres avantages.
L'opportunité qui nous est offerte est claire. L'utilisation du stockage d'énergie est une stratégie commerciale visant à exploiter ces actifs avec une plus grande
efficacité afin de produire une électricité plus propre qui peut être vendue en cas de besoin.
Les systèmes de stockage d'énergie permettront aux services publics qui brûlent du charbon ou du gaz naturel de fonctionner à haut rendement pendant les périodes d'arrêt et d'économiser l'énergie qu'ils produisent pour les jours pluvieux ou sans vent lorsque les formes d'énergie renouvelables ne sont pas disponibles. De toute évidence, l'électricité à base de combustibles fossiles, associée au stockage d'énergie sur place, peut aider à fournir aux États-Unis l'énergie fiable et plus propre dont ils ont besoin pour prospérer dans un paysage énergétique en évolution.
Des étincelles de fort intérêt
Le 22 avril 2020, à l'occasion du 50e anniversaire du Jour de la Terre, plus de 300 décideurs gouvernementaux, opérateurs de services publics, chercheurs et autres ont participé à un webinaire de l'US Energy Association pour entendre les responsables de FE et NETL discuter de leurs plans pour le programme de stockage d'énergie.
Les participants ont appris que l'intégration à grande échelle du stockage d'énergie dans une usine d'énergie fossile peut améliorer la fiabilité et la résilience, car des formes d'énergie plus propres et renouvelables deviennent des composants plus puissants du réseau.
En outre, il fournira un niveau accru de sécurité énergétique afin que l'électricité puisse continuer à circuler vers le réseau lors d'événements imprévus tels que des perturbations dans la chaîne d'approvisionnement en gaz naturel.
Un sondage effectué pendant le webinaire a montré que le plus grand intérêt existe pour l'intégration du stockage d'énergie avec les NGCC, suivi des centrales au charbon.
Les participants ont également été invités à évaluer la caractéristique la plus importante d'un système de stockage d'énergie au moment de décider d'investir dans un système. Plus de 23% des participants ont estimé que le faible coût en capital était la principale caractéristique, suivi de la durée de stockage (21,10%) et de la facilité de déploiement et d'intégration (16,56%).
L'augmentation des revenus a été considérée comme la principale caractéristique par moins de 10% des participants au webinaire.
Le retour sur investissement de la propriété des services publics ne peut être négligé. Les centrales électriques alimentées aux combustibles fossiles sont conçues pour
9 produire de l'énergie à capacité maximale tout au long
de la journée. Cependant, avec les énergies renouvelables sur le réseau, ces centrales conventionnelles doivent fonctionner en mode de suivi de charge. En raison de l'écart du rendement réel par rapport à la valeur de conception, il y a une perte monétaire pendant le fonctionnement de la centrale électrique, car la consommation de carburant augmente et l'équipement est soumis à une usure accrue. Le stockage d'énergie permet à ces centrales de fonctionner avec une plus grande efficacité, de réduire certains de leurs coûts et de produire de l'énergie qui sera utilisée pour produire de l'électricité en vue de sa vente éventuelle.
Au-delà des batteries
Le nouveau programme FE recherche des partenaires de l'industrie, des universités et des organismes de recherche pour développer des technologies de stockage abordables au-delà de la portée des systèmes de batteries avec une capacité de stockage limitée. Ces domaines d'intérêt de recherche comprennent:
■ Stockage d'énergie thermique. Certains travaux ont commencé. NETL soutient actuellement un projet de l'Institut de recherche sur l'énergie électrique pour concevoir, construire et tester un système pilote de stockage d'énergie thermique en béton. Tel que conçu, la vapeur à haute pression d'une centrale électrique circulerait à travers des tubes et chaufferait des modules en béton, qui stockent l'énergie thermique jusqu'à ce qu'elle soit renvoyée à la centrale pour produire de l'électricité. Le projet testera des modules de taille similaire à ceux qui devraient être utilisés dans des applications commerciales à plus grande échelle. Une équipe de l'Université Lehigh de Bethléem, en Pennsylvanie, développe également un prototype de stockage d'énergie thermique avec le support NETL pour améliorer la flexibilité et l'efficacité de l'usine.
■ Stockage mécanique de l'énergie. Le stockage d'énergie par air comprimé est un excellent exemple de stockage d'énergie mécanique. Il utilise de l'électricité aux heures creuses pour comprimer l'air et le stocker dans un réservoir de stockage sous pression. Lorsque l'électricité est nécessaire à la demande de pointe, l'air est retiré pour entraîner un générateur électrique. Avec ce système, l'air peut être préchauffé en récupérant la chaleur du train de compresseurs ou en brûlant du carburant tel que le gaz naturel pour améliorer l'efficacité.
■ Stockage d'énergie chimique. Ce concept de stockage d'énergie vise à faire progresser l'utilisation des combustibles fossiles d'une manière respectueuse de l'environnement en générant de l'hydrogène et d'autres formes d'énergie chimique à partir du charbon ou du gaz naturel, qui peuvent être stockés pendant de longues durées et utilisées en cas de besoin pour produire de l'électricité et des produits de valeur.
■ Stockage d'énergie hybride. Les systèmes HES fusionnent deux ou plusieurs technologies de stockage d'énergie pour atteindre les performances souhaitées en combinant les caractéristiques appropriées de différentes technologies.
Engager des partenaires potentiels
FE a adopté une approche robuste pour solliciter des propositions et un large éventail de concepts. Son FOA a sollicité des propositions pour faire progresser les solutions de stockage d'énergie intégrées au système à court terme vers un déploiement commercial avec des actifs fossiles; des solutions de stockage d'énergie au niveau des composants, au niveau intermédiaire de la technologie (TRL), en vue d'une éventuelle intégration du système avec les actifs fossiles; et développer des concepts et des technologies innovantes à faible TRL qui offrent des avantages révolutionnaires pour les actifs fossiles. Les documents conceptuels ont été reçus le 17 juin 2020.
Dans le cadre de cette FOA, la formation d'équipes multidisciplinaires comprenant des développeurs de technologies et des propriétaires / exploitants d'actifs a été fortement encouragée. Pour soutenir cet objectif, une liste de partenaires d'équipe a été incluse dans le FOA, et les entités intéressées pouvaient s'inscrire pour partager publiquement leur intérêt à participer en tant que membres de l'équipe aux demandes de projet.
Avant de délivrer le FOA, FE a sollicité la contribution de personnes ayant de l'expérience, de l'expertise et de l'intérêt pour le stockage d'énergie. Ces informations ont été obtenues en hébergeant des webinaires et des ateliers, et en émettant une RFI pour recueillir des suggestions qui pourraient aider les services publics à exploiter leurs usines à haut rendement tout en stockant l'énergie jusqu'à ce qu'elle soit nécessaire au réseau. La figure 1 résume les résultats de ces efforts.
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1. Certaines technologies ont été proposées en réponse à une demande d'information émise par le ministère de l'Énergie (DOE) et complétées par des
contributions supplémentaires accumulées lors des engagements ultérieurs des parties prenantes. L'échelle de niveau de préparation technologique (TRL)
va de 1 (principe de base observé) à 9 (système total utilisé avec succès dans les opérations du projet). Cependant, TRL n'est pas une indication de la qualité de la technologie mise en œuvre dans les conceptions. Source: DOE
Les idées, recommandations et suggestions reçues ont été utilisées pour développer le FOA, qui attribuera des financements à des propositions conçues pour mûrir et intégrer les technologies de stockage d'énergie avec les centrales électriques fossiles afin de produire une énergie plus verte et abondante pour demain.
NETL se réjouit de travailler avec des partenaires qui partagent sa passion pour le stockage de l'énergie et le rôle important qu'il jouera dans la réalisation de la sécurité énergétique de la nation. FE finance des projets de R&D pour réduire le risque et le coût des technologies avancées d'énergie fossile et à favoriser l’utilisation durable des ressources fossiles du pays. Pour en savoir plus sur les programmes FE, visitez le site Web de FE et inscrivez-vous pour recevoir les annonces de nouvelles connexes. Plus d'informations sur NETL sont disponibles sur son site Internet.
—Briggs White, PhD, est directeur de la technologie pour les matériaux haute performance, la gestion de l'eau et le stockage d'énergie au Laboratoire national de technologie énergétique du département américain de l'énergie.
Centre d'excellence en cybersécurité pour développer les meilleures pratiques de cybersécurité pour les services publics
Le centre sera dirigé par la New York Power Authority et Siemens Energy
La New York Power Authority (NYPA) et Siemens Energy ont annoncé une nouvelle collaboration pour développer le Center de l’Excellence, un centre de surveillance, de recherche et d'innovation en cybersécurité industrielle qui se concentrera sur la détection et la défense contre les cyberattaques sur l'infrastructure de la NYPA.
Le conseil d'administration de la NYPA a approuvé cette semaine la création du centre de cybersécurité.
La NYPA est la plus grande organisation publique d'électricité du pays, avec plus de 80% de l'électricité produite étant de l'hydroélectricité propre et renouvelable. Le service public exploite 16 installations de production et plus de 1400 circuits-miles de lignes de transmission; par conséquent, la cybersécurité est un facteur clé pour assurer le bon fonctionnement de l'infrastructure.
Le Advanced Grid Laboratory for Energy (AGILe) de NYPA et Siemens Energy, Inc. identifieront également les lacunes dans les solutions prêtes pour le marché et établiront un banc d'essai et des pilotes de démonstration utilisant les technologies et processus de Siemens Energy, Inc. Ce partenariat est la première étape pour réunir une coalition du secteur public et du secteur privé pour identifier les cybermenaces nouvelles et existantes, adopter de nouvelles technologies pour protéger l'infrastructure numérique et combler le déficit de talents de l'industrie.
Une étude conjointe menée par le Ponemon Institute et Siemens Energy, Inc., qui a interrogé les dirigeants mondiaux de l'énergie sur un large éventail de menaces, de vulnérabilités et de stratégies nécessaires pour protéger les actifs pétroliers et gaziers, a révélé que la menace des cyberattaques ciblant les infrastructures critiques s'aggrave. L'étude a révélé que 67% des répondants pensent que le niveau de risque des systèmes de contrôle industriels a considérablement augmenté en raison des cybermenaces. Parallèlement, 61% des répondants ont déclaré que la protection et la sécurité des systèmes de contrôle industriel de leur organisation n'étaient pas adéquates.
Aujourd'hui, les actifs de technologie opérationnelle (OT) sur le terrain sont particulièrement vulnérables aux cyberattaques, car la majorité des infrastructures critiques ont été conçues avant la numérisation généralisée des systèmes de contrôle industriels. Le
11 Centre vise à prendre en compte la numérisation lors de
la recherche et du développement de nouveaux systèmes.
« Alors que nous numérisons tous les aspects de nos opérations de production et de transmission, nous devons nous assurer que notre programme de cybersécurité est à toute épreuve », a déclaré Gil C.
Quiniones, Président Directeur Général de NYPA.
« Cette aventure avec Siemens permet aux deux parties de mettre à profit leurs meilleures réflexions et expériences alors que nous testons et développons ensemble des solutions de cybersécurité de pointe qui répondent à nos exigences et protègent nos actifs maintenant et à l'avenir.
Kenneth Carnes, vice-président et directeur de la sécurité de l'information à NYPA, a déclaré: « Investir maintenant dans le développement d'outils et de techniques de nouvelle génération réduira les risques pour l'infrastructure critique à l'échelle de l'entreprise et protégera les contribuables et les citoyens contre les atteintes à la sécurité coûteuses à l'avenir ».
« Les entreprises de services publics et d'énergie manquent souvent des moyens techniques et de l'expertise nécessaires pour détecter et atténuer les cybermenaces dans un environnement d'exploitation de plus en plus numérisé et interconnecté », a déclaré Leo Simonovich, responsable de la cybersécurité industrielle chez Siemens Energy, Inc. « Pour garder une longueur d'avance sur les attaquants et pleinement réaliser un nouvel écosystème énergétique basé sur les technologies numériques, nous devons déployer des solutions de cybersécurité plus solides, capables de défendre les infrastructures critiques contre des attaques de plus en plus sophistiquées ».
O&M: Quand une déconnexion rapide a du sens lors d'un arrêt de turbine
Une solution sûre et rapide pour éviter les pannes imprévues
Les actionneurs d'aubes de guidage d'admission et les soupapes de commande de gaz combustible sur les turbines régulent le rapport entre l'air et le carburant dans des charges variables pour une efficacité et des émissions minimales. La soupape de commande de gaz combustible sur un actionneur est l'interface principale entre un système de commande et la partie mécanique de l'installation. Le maintien de ce lien produit de l'énergie.
En cas de problème avec l'équipement de mesure air- carburant, la turbine peut être forcée de s'arrêter pour des mesures correctives. Tout changement devrait se produire en moins de 60 minutes car plus de temps pourrait entraîner un refroidissement irrégulier de l'arbre de la turbine, une déformation et un redémarrage potentiellement dommageables. Correctement fait, l'arrêt permettrait à l'arbre de refroidir pendant environ 12 heures, ce qui signifie une perte de puissance (et de revenus) pendant une demi-journée.
La perspective de conception de l'OEM
Les normes de sécurité internationales pour les zones présentant des environnements potentiellement inflammables ou explosifs exigent l'utilisation d'équipements électriques, de câbles, de conduits et de boîtes à bornes à sécurité intrinsèque, ou antidéflagrants. Étant donné que les fabricants de turbines doivent trouver un équilibre entre la sécurité, les coûts et la facilité d'entretien, les considérations relatives à la facilité avec laquelle les techniciens peuvent entretenir le système reçoivent généralement une priorité moindre. La capacité de remplacer une servo- vanne défectueuse dans les 60 minutes n'était probablement pas une considération lors de la conception de la turbine à gaz.
Lors du dépannage d'un système d'actionnement, il est courant de remplacer la servo-vanne au début du processus. Avec les systèmes antidéflagrants traditionnels, cela nécessite d'ouvrir la boîte à bornes, de retirer les fils des borniers, de détacher le conduit de la servo-vanne, de tirer les fils à travers le conduit, de retirer les connexions hydrauliques et enfin de retirer la servo- vanne du collecteur. Le processus inverse est nécessaire pour installer la servovalve de remplacement.
Souvent, les fils sont coupés pour réduire le temps nécessaire. La plupart des gens ne savent pas que les fils de ces types de vannes sont continus jusqu'au moteur couple. Lorsque les techniciens coupent les fils,
12 ils doivent remplacer le moteur couple à un coût
supplémentaire. Dans de nombreux cas, le problème n'est pas le résultat d'une mauvaise servo-valve. Mais avec les fils coupés, les travailleurs devraient de toute façon renvoyer le servo à son fabricant pour réparation.
Ce processus nécessite des compétences et une attention aux détails. Les servo-valves sont souvent situées dans des espaces restreints ou au-dessus de la tête, ce qui nécessite un certain degré de dextérité physique. Étant donné que les bons techniciens d'instruments valent leur pesant d'or, il est préférable de ne pas engager une ressource aussi précieuse pour quelque chose d'aussi simple que de remplacer une servo-valve.
Exemple concret
Après avoir connu plusieurs pannes prolongées attribuables au remplacement de vannes, le directeur de la centrale électrique de 2550 MW d'un service public d'électricité du sud-est des États-Unis -composé de trois unités à cycle combiné- voulait une solution pour sa turbine à combustion Mitsubishi.
« Mitsubishi et Moog ont été appelés par nos ingénieurs et les ingénieurs de la centrale, car nos organisations entretenaient une relation », a déclaré Steve Beddick, responsable du développement du marché pour la production d'énergie, les produits et services industriels chez Moog Inc., dont le siège est à East Aurora, dans l'État de New York.
« Nos ingénieurs et les ingénieurs et techniciens de la centrale ont discuté d'une solution. Le premier système que nous avons conçu n'a pas répondu aux attentes et a été plus difficile à installer sur le terrain que la conception originale ».
« Lors de la deuxième tentative, l'équipe a conçu et fabriqué un système de câblage à déconnexion rapide pour servo-valves antidéflagrantes, quelque chose qui fonctionne non seulement sur les turbines Mitsubishi, mais aussi sur General Electric, Siemens et d'autres types d'unités. Avec le kit de déconnexion rapide, un technicien de centrale électrique peut remplacer une servovanne en 20 minutes. Le kit est conforme aux emplacements du National Electric Code Classe I, Division 2 et ATEX Zone 2 ».
Le kit de mise à niveau rend le remplacement de la servovanne sûr et facile
Des techniciens avec différents niveaux d'expérience peuvent déployer le kit pour remplacer les servovalves
sans risque d'erreurs de câblage. Le kit facilite le remplacement d'une servo-vanne car les ingénieurs concepteurs ont monté une déconnexion rapide sur la servo-vanne avec un adaptateur de transition, permettant au conduit flexible de connecter la boîte à bornes et de se déconnecter rapidement de la servo- vanne.
Le changement de nom MHPS, sans Hitachi, prend effet le 1er septembre
Mitsubishi Hitachi Power Systems, l'un des principaux fabricants mondiaux de turbines depuis une coentreprise massive en 2014, change officiellement de nom le mois prochain alors que les deux sociétés finalisent l'élément le plus symbolique de leur scission.
Le nouveau nom est Mitsubishi Power. La société mère Mitsubishi Heavy Industries Group a acquis les 35%
d'intérêts restants dans la fabrication d'équipement d'origine (OEM) d'Hitachi dans le cadre d'un accord annoncé à la fin de l'année dernière.
Le nom prend effet le 1er septembre. Cette décision met fin à une coentreprise de six ans entre Mitsubishi et les systèmes d'alimentation d'Hitachi, qui cherchaient à se développer et à concurrencer d'autres équipementiers mondiaux tels que Siemens et General Electric.
Hitachi a accepté de racheter sa sortie de la coentreprise après un conflit signalé sur des problèmes liés aux projets de centrales au charbon en Afrique du Sud.
Toutes les sociétés MHPS changeront leur nom pour la nouvelle désignation ou porteront l'étiquette MHI mère, y compris le moulage de précision, les solutions environnementales, l'inspection et l'exploitation et le service des turbines. "Je suis heureux que MHI et Hitachi aient pu régler cette affaire", a déclaré le PDG de MHI, Seiji Izumisawa, dans un communiqué après l'annonce de décembre 2019. «Malgré un écart important dans la façon dont nous percevions la situation, nous avons poursuivi des discussions sérieuses et avons pu aboutir à une conclusion que les deux parties pouvaient accepter.» Izumisawa.
13 Izumisawa
Mitsubishi Power continuera à construire des projets de centrales thermiques et géothermiques, ainsi qu'à fabriquer et entretenir des turbines à gaz et à vapeur, des chaudières et des systèmes de contrôle.
Hitachi, quant à lui, renforce son portefeuille de réseaux électriques avec l'acquisition de la division Réseaux électriques d'ABB annoncée l'année dernière. L'activité ABB sera finalement connue sous le nom de Hitachi, selon les rapports.
- Directeurs de contenu Clarion Energy
Bonnes pratiques en matière de chaudières:
les mises à niveau des chaudières et les installations HRSG nécessitent des précautions
Centrale de cogénération en cours de modernisation importante.
Il existe de nombreuses chaudières vieillissantes qui ont un besoin urgent de remplacement. Qu'il s'agisse de raffineries, de centrales électriques ou d'installations de production combinée de chaleur et d'électricité (CHP), de nombreux facteurs doivent être pris en compte dans la sélection, l'installation, le coût et l'entretien des chaudières ou des générateurs de vapeur à récupération de chaleur (HRSG).
Sélection de chaudières
Certains sites conviennent à une chaudière monobloc fabriquée en usine et expédiée sur le site pour installation. Leurs dimensions standardisées ne correspondent pas aux besoins de certaines raffineries et centrales électriques, mais celles qui peuvent les faire fonctionner obtiennent souvent une bonne chaudière à moindre coût.
Au-delà d'une certaine taille, cependant, il devient prohibitif d'expédier des chaudières emballées. C'est là que les chaudières bâties (ou personnalisées) entrent en jeu. Elles sont adaptées à chaque installation, les composants étant expédiés sur le site où ils sont assemblés et soudés. Ils sont plus chers et prennent plus de temps à installer car ils sont fabriqués selon des conditions de site et de processus spécifiques.
Une approche hybride combine des éléments de chaudières monobloc et bâties. La conception est faite selon les spécifications de l'installation. Il est pré- assemblé et testé sur le site du fabricant avant d'être transporté en une ou plusieurs pièces pour l'installation et la mise en service. Cela réduit considérablement la quantité de travaux de construction sur site à effectuer, d'où leur moindre coût par rapport aux alternatives construites en bâton.
Une grande usine d'éthanol aux États-Unis, par exemple, avait besoin d'une chaudière pour fournir 290 000 livres de vapeur par heure à 250 psig et 555 ° F de surchauffe.
Elle devait également augmenter ou diminuer rapidement en réponse à la demande. La montée en puissance rapide nécessite un dégagement de chaleur maximum de moins de 80 000 Btu par heure et par pied cube, ce qui impose une limite d'environ 200 000 livres par heure à la taille de l'unité qui peut être expédiée. Une approche hybride a été préférée.
La section de convection et les tambours de boue et de vapeur ont été fabriqués et expédiés sur le terrain pour installation. Les tubes ont été fixés sur le terrain. La chaudière peut passer de 20% à 100% de charge en environ cinq minutes sans tomber en panne en raison du stress thermique. Les descentes surdimensionnées sont positionnées hors du chemin de chaleur. Cela élimine la déviation de l'ébullition nucléée où la vapeur monte dans les descentes et se bat avec l'eau qui descend (une cause fréquente de rupture).
Considérations de dimensionnement
Les grandes centrales électriques, les raffineries et les installations pétrochimiques peuvent coûter des
14 dizaines, voire des centaines de millions. Une chaudière
représente une infime fraction des coûts globaux. Mais une chaudière peu fiable ou un HRSG problématique peut mettre l'installation à l'arrêt.
Le dimensionnement des chaudières avec peu de marge peut donc être peu judicieux. Des chaudières plus petites qui tournent constamment près de leur capacité peuvent être moins chères, mais la fiabilité devient finalement un problème en raison de l'usure constante. Ils peuvent souffrir du transfert d'eau du tambour de vapeur vers le surchauffeur. Finalement, le surchauffeur explose.
Pour minimiser les temps d'arrêt imprévus, il est généralement conseillé de spécifier de grands fours, des fûts à vapeur et des chaudières surdimensionnées. Un tambour à vapeur plus grand offre plus de séparation pour éliminer plus facilement l'eau de la vapeur avant qu'elle n'arrive au surchauffeur. Et en cas de perte de débit d'eau d'alimentation, un grand tambour à vapeur fournit aux opérateurs de précieuses minutes pour faire face à la situation avant que les niveaux de vapeur ne baissent et qu'un déclenchement ne se déclenche.
En faisant fonctionner la chaudière bien en dessous de sa capacité, la probabilité d'une panne est considérablement réduite. Les problèmes de garantie peuvent également être évités. Une approche plus conservatrice de la spécification aide l'installation à acquérir une chaudière plus fiable pour une légère augmentation des coûts. À long terme, cela s'avère généralement beaucoup moins cher que d'essayer de maintenir une chaudière plus petite en permanence à pleine capacité ou presque.
Prenons le cas de la nouvelle usine de cogénération du campus Ford de Dearborn, au Michigan. Il était initialement spécifié à 23 MW pour inclure deux turbines à gaz Solar Mars 100 et une turbine à vapeur à condensation de 3 MW. Bien que cela signifiait une baisse des coûts d'investissement et d'exploitation, cela ne permettait pas de fluctuer les besoins en vapeur et en électricité, ni d'expansion future. En partenariat avec le développeur DTE Energy, Ford a opté pour une installation plus grande qui pourrait produire suffisamment d'électricité pour être vendue à l'extérieur.
Une nouvelle conception nécessitait deux turbines à gaz Solar Titan 130 de 14,5 MW, une turbine à vapeur à condensation de 5 MW de Siemens et Rentech HRSG.
L'installation est conçue pour produire du chauffage, de la vapeur et de l'électricité à usage interne ainsi que pour alimenter le réseau. La centrale de cogénération à
vapeur de 34 MW et 370 k-lb / h offre une charge de vapeur suffisante pour Ford et un dimensionnement optimisé pour fournir de l'électricité au réseau. Ford obtient des contrats à long terme pour la vapeur et l'électricité de DTE ainsi qu'une production sur site, une plus grande efficacité énergétique et des émissions réduites.
Changements d'émissions
Les chaudières plus anciennes sont souvent une source de préoccupation réglementaire. Lors de la mise à niveau ou de l'ajout d'une nouvelle chaudière, la spécification de fours plus grands est un bon moyen de réduire les émissions et de minimiser les problèmes de conflit de flammes. La réduction catalytique sélective (SCR) et les brûleurs LoNox peuvent également réduire la production de NOx.
Les installations de turbines à gaz au charbon et à cycle simple dans certaines régions sont confrontées à de nouvelles réglementations qui limitent considérablement les émissions. La Californie, par exemple, a fixé des objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES) à 40% sous les niveaux de 1990 d'ici 2030.
Cela comprend une réduction de 20% des émissions des raffineries de pétrole. Cela oblige beaucoup à remplacer les anciennes chaudières à charbon. Ceux qui souhaitent une alimentation sur site ainsi que de la vapeur de procédé se tournent vers des centrales à cycle combiné alimentées au gaz naturel. Cela nécessite l'ajout d'un HRSG.
Exemple: Morning Star Packing est un producteur et conditionneur californien de produits à base de tomates.
Il a décidé d'installer de nouvelles chaudières, des systèmes de combustion et un système SCR dans une installation pour doubler la production de vapeur tout en réduisant les émissions de NOx. Morning Star a opté pour deux chaudières de Rentech avec des brûleurs de registre et un système SCR de John Zink Hamworthy.
Les brûleurs enregistreurs ont réduit les niveaux de NOx
15 à moins de 30 ppm, que le SCR qui réduit à 5 ppm.
L'efficacité de la chaudière a été augmentée de moins de 80% à environ 85%, réduisant ainsi les dépenses de carburant.
Conception du site
Il n'y a pas deux raffineries ou centrales électriques identiques. L'équipement et les produits fabriqués peuvent varier considérablement. Une installation peut nécessiter une abondance de vapeur provenant d'une chaudière qui suit la charge de vapeur et peut allumer ou descendre à la demande. Un autre site exige la récupération de la chaleur perdue pour augmenter l'efficacité et réduire les émissions. Et un tiers peut souffrir de contraintes d'espace sévères qui limitent les options. Ainsi, une approche de spécification à l'emporte- pièce peut entraîner des problèmes. Les exigences du propriétaire, les besoins du procédé et les conditions du site devraient finalement déterminer la chaudière choisie.
Une raffinerie de la côte est en est un bon exemple. Il a dû faire face à de nouvelles exigences réglementaires pour installer des équipements d'émissions coûteux afin de réduire les émissions de NOx et de SO2. Cela comprenait la détection et la réparation des fuites, le SCR, les systèmes de surveillance continue des émissions (CEMS), la réduction et l'élimination éventuelle de la combustion de mazout et des brûleurs à très faible taux de NOx pour aider à ramener les émissions de NOx en dessous de 0,040 lb par mmBTU.
Le remplacement des anciennes chaudières par deux unités plus efficaces qui a amené les niveaux d'émissions dans la plage requise a été un élément important pour répondre aux besoins en vapeur de sa raffinerie. Ces unités étaient équipées de membranes refroidies à l'eau, d'une circulation naturelle accélérée de l'eau et de brûleurs pouvant utiliser du gaz naturel ou du gaz de raffinerie. Chaque chaudière pouvait fournir 250 000 lb / h de vapeur surchauffée à 575 psig et 730 ° F.
En conjonction avec toutes les autres technologies de contrôle des émissions, cela a réduit les émissions de NOx à 2 PPM, le CO à 20 PPM et le glissement de NH3 à 5 PPM.
Une autre caractéristique de conception spécifique à ce site était la redondance. Chaque chaudière peut produire suffisamment de vapeur pour faire fonctionner l'ensemble de l'installation, l'autre étant en veille. Chacun dispose de deux ventilateurs ainsi que de systèmes de surveillance et de sécurité. Chaque chaudière est équipée de ventilateurs à tirage forcé de 1200 tr / min de
Robinson Industries, entraînés par une turbine à vapeur Dresser-Rand avec un engrenage Lufkin. Les turbines sont contrôlées par un régulateur électropneumatique Woodward avec un actionneur pneumatique Flowserve Valtek.
Chaque site a une mise en page différente et des besoins différents. Les chaudières doivent être adaptées à ces besoins.
Réduire les coûts d'exploitation
Les appareils électroménagers vieillissants sont beaucoup moins efficaces que les derniers modèles. De même, les chaudières vieillissantes, dont certaines remontent aux premiers jours de la guerre froide, peuvent être coûteuses à faire fonctionner et produire des émissions plus élevées. En ajoutant des chaudières au gaz naturel à haut rendement, les coûts de carburant peuvent être réduits et les émissions aussi.
La raison de ces gains est l'évolution de la technologie.
La dernière génération d'équipements est dotée de fonctionnalités telles que des brûleurs SCR et LoNox intégrés à la chaudière. Les conceptions modernes réduisent la quantité de réfractaire, de sorte que les opérateurs n'ont pas à se soucier du remplacement des joints réfractaires ou de la reconstruction des murs réfractaires. De plus, le placement du surchauffeur dans la section de convection le protège des gaz d'échappement chauds, augmente la fiabilité et prolonge la durée de vie.
L'Oregon State University (OSU), par exemple, a remplacé les chaudières vieillissantes par une centrale de cogénération. La nouvelle installation comprend une turbine à combustion de Solar Turbines, un HRSG, une turbine à vapeur Elliott et deux chaudières auxiliaires.
Cela fournit toute la vapeur ainsi que la moitié des besoins en électricité du campus OSU de 570 acres situé dans l'Oregon.
La centrale à vapeur n'avait pas été modernisée depuis 1948. L'installation de remplacement devait se
16 conformer à la conception d'efficacité énergétique de
l'État de l'Oregon (SEED), c'est-à-dire dépasser les exigences d'efficacité du code d'au moins 20% et réduire les émissions. Le campus utilise des refroidisseurs à absorption, il y a donc peu de fluctuations de la demande d'électricité tout au long de l'année. La vapeur est utilisée pour chauffer, refroidir et humidifier les bâtiments, fournir de l'eau chaude, stériliser le sol des serres et faire des expériences en laboratoire.
La nouvelle installation de cogénération comprend un moteur Solar Taurus 60 de 5,5 MW pouvant fonctionner avec plusieurs carburants (gaz naturel, distillat, biodiesel ou méthane), un Rentech HRSG avec un préchauffeur, des brûleurs de conduit de R&V Engineering, deux chaudières auxiliaires avec brûleurs LoNOx , chacun capable de 85 000 lb de vapeur de 200 psig par heure, un générateur de turbine à vapeur à contre-pression Elliott de 1 MW et un système de commande Emerson Delta V. La centrale peut produire jusqu'à 6,5 MW d'électricité et jusqu'à 280 000 livres. de vapeur par heure. En passant d'une alimentation électrique à une alimentation électrique sur site, l'université a estimé des économies annuelles de plus d'un demi-million de dollars.
—Par le personnel et les contributeurs de TMI
Le LCOE est-il le meilleur indicateur pour choisir de nouvelles ressources énergétiques?
Les coûts des systèmes d'énergie éolienne et solaire diminuent depuis des années grâce aux améliorations technologiques, aux économies d'échelle et à la concurrence féroce dans les enchères. Au second semestre 2019, le coût nivelé de l'électricité (LCOE) pour le solaire PV était d'environ 83% inférieur à celui d'une décennie plus tôt, tandis que les coûts de l'éolien terrestre et offshore étaient respectivement en baisse de 49% et 51%, selon Global Trends in Renewable Energy Investment 2020, un rapport commandé par la Division de l'économie du Programme des Nations Unies pour l'environnement (PNUE) en coopération avec le Centre collaborateur École de Francfort-PNUE pour le financement du climat et de l'énergie durable et produit en collaboration avec BloombergNEF (BNEF).
LCOE raconte une histoire
Le LCOE est une mesure courante utilisée pour évaluer la compétitivité globale de différentes technologies de production. Il représente le revenu moyen par unité d'électricité produite qui serait nécessaire pour recouvrer
les coûts de construction et d'exploitation d'une centrale pendant une durée de vie financière et un cycle de service présumés. Les principaux intrants pour le calcul du LCOE comprennent les coûts d'investissement, les coûts de carburant, les coûts d'exploitation et d'entretien fixes et variables, les coûts de financement et un taux d'utilisation présumé pour chaque type d'usine.
La BNEF a rapporté fin avril que le LCOE de référence mondial pour l'éolien terrestre et le photovoltaïque à grande échelle avait chuté de 9% et 4% depuis le second semestre 2019 à 44 $ / MWh et 50 $ / MWh, respectivement. Pendant ce temps, a-t-il déclaré, le LCOE de référence pour le stockage des batteries était tombé à 150 $ / MWh - environ la moitié de ce qu'il était deux ans plus tôt.
D'autres recherches suggèrent que les coûts sont encore plus bas. Lazard, une société de conseil financier et de gestion d'actifs qui publie des données LCOE chaque année depuis de nombreuses années, a déclaré dans son dernier rapport (publié en novembre 2019) que le coût de production d'électricité à partir de projets éoliens terrestres et solaires à l'échelle des services publics a diminué de 3,5. % et 7,0%, respectivement, par rapport à 12 mois plus tôt. Il a déclaré que lorsque les subventions gouvernementales étaient incluses, le coût de la construction d'un nouvel éolien terrestre et d'un solaire à l'échelle des services publics était en moyenne de 28 $ / MWh et 36 $ / MWh, respectivement. En outre, l'analyse de Lazard a montré que les nouveaux éoliens terrestres et solaires à l'échelle des services publics étaient compétitifs avec le coût marginal de la production de charbon et de nucléaire existante, qui était en moyenne de 34 $ / MWh et 29 $ / MWh, respectivement.
L'Energy Information Administration (EIA) des États-Unis a également publié des données LCOE plus tôt cette année. Dans un article publié le 21 février 2020, l'EIA a estimé que le LCOE pondéré en fonction de la capacité pour les ressources de nouvelle génération entrant en service en 2025 (en dollars de 2019) serait de 34,10 $ / MWh pour l'éolien terrestre et de 30,39 $ / MWh pour le solaire PV. Bien que les incitations nationales et locales n'aient pas été incluses dans ces calculs, l'EIA a inclus un crédit d'impôt nivelé de -2,41 $ / MWh pour l'énergie solaire photovoltaïque dans ses chiffres. À titre de comparaison, le LCOE moyen des centrales à cycle combiné de gaz naturel a été estimé à 36,61 $ / MWh.
LCOE ne peut pas raconter toute l'histoire
Sur la base des chiffres, il semblerait que l'éolien et le solaire soient les choix évidents pour presque tous les
