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USA : 2 nouveaux projets de capture de CO2

2009-07-03T07:58:07Z

Dans le cadre de son plan de relance, le gouvernement américain assure le financement de deux nouveaux projets de capture du CO2 associés à des centrales au charbon.

Les deux projets sont menés par Basin Electric Power Cooperative et Hydrogen Energy International. Elles recevront 408 millions de dollars (respectivement 100 millions et 308 millions de dollars) pour deux projets de démonstration dans le Dakota du Nord et en Californie.

La première est une centrale existante de 450 MW, au lignite. 90 % de ses émissions devront être captées, par un procédé à base de sulfate d'ammoniac. Elle produira également une solution de sulfate d'ammonium, transformable en fertilisant.

Le second projet concerne la construction d'une nouvelle centrale à cycle combiné à gazéification intégrée (CCGI) alimentée par un mélange de charbon et coke de pétrole, combiné à de l'eau non potable. Elle produira de l'hydrogène et du CO2. L'hydrogène, séparé du CO2, servira à produire de l'électricité, et le carbone sera injecté dans un gisement pétrolier proche, pour optimiser son exploitation. L'objectif est de capturer 2 millions de tonnes de CO2 par an.

La sélection de ces deux projets s'intègre dans le cadre de la Clean Coal Power Initiative (CCPI), une collaboration entre le gouvernement fédéral et l'industrie privée. Le plan vise à accélérer le développement de projets commercialement viables.

Coopération Europe/Chine pour le captage de CO2

2009-06-29T07:00:40Z

La Chine et l'Union européenne mènent un projet conjoint de démonstration du captage et stockage de CO2.

Ils ont pris l'engagement de mettre au point la technologie avancée de combustion du charbon "à émissions quasi nulles" par captage et stockage du carbone, et à en faire la démonstration en Chine et dans l'Union européenne d'ici à 2020.

Le plan d'investissement a été récemment adopté par la Commission, qui prévoit le cofinancement de la conception et la construction d'une centrale électrique de démonstration de cette technologie. Bruxelles prévoit un financement à hauteur de 50 millions € pour la phase de construction et d'exploitation du projet.

En fonction de la technologie retenue et pour autant que la Chine ait recours à une certaine forme de tarification du carbone, le coût supplémentaire de la construction et de l'exploitation de la centrale durant 25 ans est estimé entre 300 et 550 millions €.

La Commission coopérera étroitement avec la Chine, les États membres, les autres pays de l'Espace économique européen (EEE) et l'industrie pour réunir les fonds supplémentaires requis. Différentes sources de financement sont envisagées, dont un partenariat public-privé qui pourrait prendre la forme d'une entité à vocation spécifique.

Ce plan d'investissement pourrait servir de modèle pour d'autres activités de coopération technologique entre les pays développés et les pays en développement ou émergents, dans le cadre d'un accord en matière de changement climatique pour l'après 2012. Un tel accord a été conclu avec la Chine en 2005, concernant plusieurs questions liées aux changement climatique.

Le charbon est la principale source d'énergie en Chine, où il représente 70% des formes d'énergie utilisées. Une situation qui devrait perdurer, estime la Commission. Dans un scénario d'émissions compatible avec l'objectif des 2 °C, elle estime qu'il faudrait qu'en 2030, la technologie CSC soit appliquée pour quelque 18 % de la production électrique mondiale d'origine fossile.

Au sein de l'UE, un réseau qui comprendrait jusqu'à 12 centrales de démonstration de CSC est prévu pour 2015. Le plan européen de relance économique a alloué 1,05 milliard d'euros à des projets de démonstration du CSC dans l'Union.

l'IFP et Enel captent le CO2 en italie

2009-06-25T06:05:05Z

L'Institut Français du Pétrole et l'italien Enel viennent de signer un accord visant à tester le procédé de captage postcombustion première génération sur le site de la centrale thermique à charbon de Brindisi (Italie).

Dans le cadre de ses travaux de R&D sur le captage du CO2, l'IFP a mis au point une technologie de première génération de lavage des fumées par solvant. Les résultats obtenus sur le pilote opéré dans le cadre du projet européen Castor (Esbjerg/Danemark) avaient d'ores et déjà permis de démontrer la faisabilité, la robustesse et l'efficacité de cette technologie de captage du CO2 par solvant, à l'échelle industrielle.

Sur la base de ces premiers résultats, l'IFP a poursuivi des recherches pour optimiser le procédé et réduire les coûts opérationnels. Ces améliorations devraient se traduire par des gains en termes de consommation d'énergie pour la régénération du solvant. La teneur en ammoniac des fumées devrait également être fortement réduite, permettant ainsi le respect des normes sur les rejets à l'atmosphère. La collaboration avec Enel va permettre à l'IFP de tester et de démontrer ces améliorations de performances.

Deuxième électricien européen en termes de capacité (approximativement 83,3 GWe), Enel a pris la décision stratégique de s'engager dans des opérations de démonstration des technologies de stockage et captage du CO2 (CCS). Le groupe italien a décidé de construire un pilote de captage du CO2 de 10 000 Nm3/h (2,25 tonnes/h de CO2) traitant une partie du flux de la centrale de Brindisi. Le pilote qui démarrera début 2010 permettra de valider la faisabilité industrielle du procédé et sera également utilisé pour comparer différentes technologies de captage de CO2.

Après avoir effectué en 2008 des études d'optimisation du dimensionnement de l'unité, l'IFP et Enel vont collaborer au suivi des tests et à l'analyse des résultats. L'IFP apportera notamment son savoir-faire dans le domaine de la simulation de procédés et du suivi analytique.

Par cet accord, Enel souhaite en outre renforcer sa présence dans le domaine du captage et du stockage du CO2 et notamment s'intégrer dans le plan de déploiement industriel recommandé par la plate-forme technologique européenne ZEP (Zero emission fossil fuel power plants). Elle va ainsi mettre en oeuvre par ailleurs une unité de démonstration à l'échelle industrielle qui pourra traiter 50 % des fumées (1,5 Mt/an de CO2) provenant de l'une des nouvelles unités au charbon (660 MWe) qui vont être construites dans la centrale de Porto Tolle.

Après un premier bilan, les deux partenaires pourraient envisager de tester également les procédés de seconde génération en cours de développement par l'IFP.

Quand la centrale thermique carbure au lignite sec

2009-06-22T06:10:18Z

Le lignite sec contient environ 70% moins d'eau que le lignite normalement utilisé dans les centrales thermiques. Sa combustion permettrait d'obtenir une réduction substantielle des émissions de gaz carbonique par kWh produit. La conversion des centrales thermiques alimentées au lignite sec nécessitera des changements au niveau de la configuration des chaudières.

Un projet ayant pour objectif l'optimisation de la combustion du lignite sec dans des centrales conventionnelles est actuellement mené dans le contexte d'une collaboration entre le CSIRO, les compagnies TRUenergy, International Power Loy Yang B, Hazelwood, Loy Yang Power et l'université Monash. [BRK1]La conversion de chaudières actuellement en opération dans la centrale thermique de Yallourn, dans le Victoria, a été modélisée à l'aide d'un programme de simulations numériques d'écoulements de fluides (CFD-computational fluid dynamics). Un modèle réduit 1/20 de la chaudière modifiée a également été construit afin de vérifier les caractéristiques de la combustion prédites par le modèle numérique.

Le modèle numérique doit pouvoir reproduire précisément trois caractéristiques importantes de la combustion du lignite sec : le mouvement du charbon et du gaz dans la chaudière, la cinétique de la combustion et les mécanismes de transfert de chaleur. Les vitesses de flux prédites par la modélisation sont validées à partir des vitesses de flux mesurées à l'intérieur du modèle réduit. Le modèle numérique aidera les compagnies à reconfigurer leurs chaudières existantes et à optimiser les rendements obtenus avec la nouvelle configuration.

BE Australie numéro 64 (19/06/2009) - Ambassade de France en Australie / ADIT - http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/59566.htm[BRK2]

E.ON choisit la technologie MHI pour un projet de CCS

2009-06-19T06:08:05Z

E.ON UK a choisi Mitsubishi Heavy Industries (MHI) pour fournir les technologies de capture et stockage de CO2, dans le cadre d'un appel à projets britannique.

Le gouvernement britannique a lancé un appel à projets, pour une unité capture et stockage de CO2 associée à une centrale au charbon.

Pour son projet, E.ON UK a choisi les technologies de MHI, associé à Foster Wheeler Energy Ltd au sein d'un consortium.

Dans le cadre de l'appel à projets, chaque société doit proposer d'associer l'installation à l'une de ses centrales au charbon. Pour E.ON, il s'agirait de la centrale de Kingsnorth, dans le Kent. Une centrale à charbon de 1 600 MW à pression supercritique, qui remplacera la centrale conventionnelle actuelle. Associée, l'unité de captage devra être capable de traiter 90% des émissions de la centrale.

E.ON a proposé le projet au gouvernement. Si celui-ci est choisi parmi les deux autres concurrents, MHI fournira alors la technologie d'une des plus importantes unités commerciales existantes. Elle devrait capturer approximativement 2 millions de tonnes par an.

La technologie de récupération du CO2 conçue par MHI est connue sous le nom de KM-CDR Process, qui nécessite bien moins d'énergie que d'autres procédés.

A l'heure actuelle, MHI a fourni cette technologie pour 9 centrales au gaz naturel, dont 5 sont en fonctionnement. En appliquant cette technologie à une centrale au charbon, qui contient plus d'impuretés, MHI est en passe de prouver la viabilité commerciale de son procédé.

Selon le projet, le CO2 ainsi récupéré serait stocké, une fois séparé et compressé, dans un réservoir épuisé au sud de la mer du Nord, en partenariat avec la compagnie Tullow Oil plc.

Scottish Power lance une unité de capture du carbone

2009-06-01T06:04:48Z

Avec la mise en route d'une unité de capture du carbone associée à une centrale au charbon, Scottish Power franchit une étape décisive vers un déploiement commercial de ces technologies.

Le prototype a été implanté sur le site de la centrale de Longannet, la deuxième centrale au charbon de Grande-Bretagne. L'unité de capture, de 30 tonnes et 85 m² de surface, sera capable de traiter 1 000 mètres cubes de gaz par heure.

Le prototype, développé par Aker Clean Carbon, est une réplique exacte, à petite échelle, d'un projet commercial programmé pour 2014.

Pour Scottish Power, il s'agit de démontrer la viabilité des procédés chimiques employés, ainsi que l'efficacité du procédé (la quantité de chaleur nécessaire pour briser le lien entre le CO2 et l'amine).

"Ce test emploie la même technologie qui équipera une centrale à échelle commerciale d'ici 2014. Le saut de 1 MW à 330 MW est maintenant à portée de main", a déclaré le directeur de Scottish Power, Nick Horler. "Il existe plus de 50 000 centrales électriques à combustible fossile en fonctionnement dans le monde entier."

"La Mer du Nord pourrait potentiellement stocker l'ensemble des émissions de CO2 de l'Europe au cours du prochain sièce, a estimé le dirigeant. Cela signifie qu'une nouvelle industrie est maintenant sur le point de se former au Royaume-Uni."

La centrale de Longannet se trouve sur les rives de l'estuaire de Forth. Depuis 1973, elle exploite 4 turbines de 600 MW.

Accord italo-américain sur le stockage de CO2

2009-05-27T06:28:48Z

En marge du G8, les Etats-unis et l'Italie ont signé un accord de développement bilatéral consacré au développement des technologies de capture et de stockage de CO2 (CCS).

"Pour éviter les pires effets du changement climatique, nous devons accélérer nos efforts pour capturer et stocker le carbone d'un manière sûre et économique" a déclaré le secrétaire d'Etat à l'énergie Steven Chu. "Cet accord entre le Département à l'Energie et le ministre italien du développement économique jouera un rôle important dans l'avancée du développement et du déploiement commercial des technologies CCS au cours des années à venir."

Le Département à l'énergie a récement annoncé un budget de 2,4 milliards de dollars pour étendre et accélérer la commercialisation des activités CCS, dans le cadre du plan de relance gouvernemental.

La coopération entre les deux pays couvrira de nombreux domaines, dont les procédés de production d'énergie, les systèmes de simulation, l'évaluation du potentiel de séquestration souterrain, ou encore l'échange de moyens de recherche.

Elle pourrait mettre en oeuvre plusieurs installations pilotes dans les deux pays, et l'échange de retours d'expérience.

Plusieurs universités et centre de recherche participeront au programme du côté italien. Le Laboratoire national de technologie énergétique se chargera de mener les projets outre-atlantique.

Cette coopération s'inscrit dans un accord plus large sur la recherche et le développemnt dans l'énergie, signé en octobre 2007 enter l'Italie et les Etats-Unis.

Charbon : pas de veine pour l'industrie extractive

2009-05-19T06:02:33Z

La bataille du charbon continue de faire rage, notamment sur le front minier. L'administration Obama avait affirmé dès son arrivée au pouvoir qu'elle tenterait de revenir sur la réglementation de dernière minute établie par l'administration Bush, ouvrant la voie à l'extraction par dynamitage des sommets de montagne - technique dite "mountaintop removal" ou MTR en abrégé.

Il s'agit là du plus récent rebondissement dans une saga récurrente aux Etats-Unis. La filière charbonnière subit depuis plusieurs années déjà, mais avec une intensité accrue depuis l'automne 2008, une série d'assauts, tant sur les procédés d'extraction que sur la pollution résultant de la combustion dans les centrales électriques et jusqu'au stockage des cendres.

La bataille donne lieu à d'importantes campagnes publicitaires, pour lesquelles l'industrie charbonnière aurait dépensé 500 millions de dollars en 2008 selon certaines estimations. De l'autre côté, les associations environnementales répondent par des spots publicitaires dont le message est : "there is no such thing as clean coal". Et les opposants au "charbon propre"continuent de faire pression sur les parlementaires, multipliant les manifestations devant certaines centrales et les actions de désobéissance civile.

L'administratrice de l'EPA, Lisa Jackson, a annoncé lundi 27 avril son intention d'examiner à la loupe les plus de 150 permis actuellement en cours d'instruction. Cette annonce intervient alors qu'une cour d'appel en Virginie de l'Ouest avait cassé, le 17 février dernier, un jugement en première instance qui limitait le droit d'employer la technique du MTR. En appui de sa collègue, le secrétaire au Département de l'Intérieur (dont le portefeuille comprend les concessions minières) s'est également prononcé contre le développement du mountaintop removal. Ken Salazar a demandé qu'un juge fédéral examine de nouveau la possibilité de remettre en vigueur la règlementation de 1983 qui requiert que les activités minières se situent à une distance minimum de 30 mètres (100 pieds) de tout cours d'eau, sauf si l'exploitant peut prouver que ni la qualité ni la quantité d'eau ne seront affectés. C'est cette règle qui avait été suspendue par les réglementations de la dernière heure émise par l'administration Bush.

Mais la prise de position de Ken Salazar ne satisfait pas les associations de protection de la nature, telles que Sierra Club et Earthjustice. Celles-ci considèrent que le procédé reste extrêmement destructeur pour le paysage et potentiellement dangereux pour les populations avoisinantes. Par conséquent, les environnementalistes exigent un arrêt complet du MTR et Earthjustice annonce qu'elle continuera son action en justice même si le secrétaire à l'Intérieur obtient gain de cause sur la remise en vigueur de la règle des 30 mètres.

En attendant que les cours fédérales se déterminent sur le sujet, l'EPA continue d'exercer une pression accrue sur le Corps of Army Engineers pour que les autorisations d'exploiter soit sévèrement encadrées. L'industrie, par l'intermédiaire du Vice président de sa fédération professionnelle (la National Mining Association) Carol Raulston, a regretté les retards prévisibles dans l'instruction des permis d'exploitation qui risquent, selon Mme Raulston, d'affecter plus de 60.000 emplois miniers. "C'est une préoccupation récurrente à travers toutes les Appalaches en raison de l'impact potentiel sur les emplois" a-t-elle affirmé.

Sans nier l'impact sur la filière et ses employés, les environnementalistes minimisent le nombre total d'emplois menacés (car la décision de l'EPA n'implique pas de fermetures à court terme) et rappellent les conclusions d'un rapport de l'EPA, datant de 2005, selon lequel plus de 1150 km (700 miles) de rivières auraient été ensevelies entre 1985 et 2001 dans les seules Appalaches. A l'époque, ce rapport affirmait également que sans autre mesure restrictive, 6000 km2 (équivalents à 2 fois la superficie de l'Etat du Rhode Island) auraient disparu d'ici 2012.

A l'heure où se négocient les contours de la future loi "Climat" dite Waxmann-Markey et où les coulées de cendres des bassins de rétention sont accusés de créer des risques pour la santé des populations environnantes, l'étau semble se resserrer sur l'industrie charbonnière. Il lui faut désormais pousser les feux sur les projets de capture et de stockage du CO2. En effet, une vraie percée sur ce front lui permettrait de maintenir son acceptabilité sociale, qui semble de plus en plus ténue hormis dans les bassins charbonniers.

BE Etats-Unis numéro 165 (15/05/2009) - Ambassade de France aux Etats-Unis / ADIT - http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/59069.htm

[Photo - Vivian Stockman]

EDF investit dans une centrale au charbon supercritique

2009-04-15T06:16:47Z

Le Groupe EDF vient d’obtenir l’autorisation des autorités chinoises d’acquérir une participation de 35 % dans une joint-venture avec des partenaires chinois, pour exploiter deux unités de 600 MW d’une centrale thermique à flamme au charbon supercritique dans la province du Henan, mises en service en 2007 à Sanmenxia.

China Datang Corporation (CDC), l’un des principaux électriciens chinois et la municipalité de Sanmenxia détiendront respectivement 60 % et 5 % de la joint-venture. Le montant de l’investissement s’élève à environ 35 millions d’euros pour le groupe EDF.

Cette prise de participation s’inscrit dans la coopération industrielle conclue en 2006 avec l’électricien CDC, portant sur le développement conjoint de projets d’investissements pour l’exploitation et la gestion d’installations de production électrique en Chine.

L’opération permettra au Groupe EDF de développer son expérience dans la technologie charbon supercritique chinoise, l’une des plus performantes au monde. La Chine, dont 75 % de l’électricité est produite à partir de centrales thermiques au charbon, se trouve à la pointe de cette technologie, indispensable pour répondre aux besoins énergétiques du pays tout en limitant l’impact sur l’environnement, par la réduction des émissions de CO2.

Depuis 2006, 68 GW de capacité de production thermique au charbon ont été mis en service en Chine en moyenne chaque année, soit l’équivalent du parc de production nucléaire français.

L'Allemagne soutient le stockage du carbone

2009-04-09T06:12:11Z

Le gouvernement allemand a adopté un projet de loi pour soutenir la solution de capture et de stockage du dioxde de carbone (CCS) pour les centrales au charbon.

Selon le Ministre de l'Environnement Sigmar Gabriel, "les centrales au charbon n'auront un avenir que si elles deviennent moins nocives pour le climat. Le CCS pourrait permettre de répondre à cette perspective."

A condition de "vérifier si cette technologie fonctionne à une échelle industrielle", a-t-il prévenu : "Nous n'allons pas signer un chèque en blanc à la CCS, qui prendrait la place de notre action". "Au contraire, le projet prévoit des normes environnementales strictes pour qu'il ne constitue pas une exception [aux limitation des émissions de dioxyde de carbone]. Le critère le plus important est que les sites stockage doivent garantir en permanence des conditions de sécurité."

La loi prévoit notamment d'accorder aux opérateurs une sécurité de planification et d'investissement pour les projets pilotes et de démonstration.

Ceux-ci auront toutefois pour obligation de prouver, entre autres choses, que la rétention du gaz dans le sous-sol est assurée pour une durée illimitée. Elle implique également des mesures de protection pour l'homme et pour l'environnement.

30 ans après la désaffection d'une usine, donc 80 ans après sa mise en service, les opérateurs transféreront leur responsabilité au gouvernement fédéral, mais à la condition qu'il puissent fournir la preuve de la sécurité à long terme des installations, en fonction des avancées de la science et des technologies.

En 2015, le gouvernement fédéral analysera l'expérience recueillie par les projets de démonstration nationaux et à l'étranger. Elle décidera alors dans quelle mesure le respect des normes environnementales et de sécurité peuvent être prouvées, et si le CCS est une option techniquement et économiquement viable.

Ce projet de loi transpose dans le droit allemand la directive du parlement européen et du conseil relative au stockage géologique du dioxyde de carbone.

Le gouvernement fédéral précise que le stockage du carbone est compatibl avec un objectif de renforcement de l'efficacité énergétique et d'utilisation des énergies renouvelables. L'Etat allemand entend établir des dispositions juridiques claires, pour une utilisation écologiquement rationnelle de la technologie CCS, afin que les entreprises puissent opter pour cette option pour atteindre les objectifs de réduction des émissions de CO2.

Alstom modernise les centrales à charbon de Pologne

2009-04-08T06:18:00Z

Alstom Power a signé avec le 1er groupe énergétique polonais (Polish Energy Group) un contrat d’environ 160 millions d’euros portant sur la réhabilitation de l’unité 6 de sa centrale de Belchatów.

Avec une puissance totale installée de 4 440 MW, cette centrale électrique à charbon est la plus importante d’Europe et la deuxième plus grande au monde.

Alstom Power remplacera certains éléments de cette unité par des équipements modernes, qui permettront d’accroître la capacité de production, l’efficacité et la sécurité de l’installation.

"Il s’agit d’un projet essentiel pour PGE Belchatów Power Plant S.A. et pour l’ensemble du groupe PGE. Il assurera la modernisation complète des infrastructures de l’unité 6, augmentera la capacité de production et le rendement de la centrale, et allongera également sa durée de vie. Il permettra surtout de réduire ses émissions de NOx et de CO2", souligne Krzysztof Domagala, Président de PGE Belchatów Power Plant.

La réhabilitation de cette unité lui permettra de répondre aux nouvelles normes (directive n° 2001/80/CE) avec une réduction de 50% de ses émissions de NOx et de plus de 400.000 tonnes par an de ses émissions de CO2, tout en augmentant la production de plus de 20 MW, soit un accroissement de l’efficacité de la centrale de plus de 41 %. Cette modernisation permettra de surcroît d’améliorer la disponibilité et la fiabilité de l’installation et d’allonger sa durée de vie de 20 ans.

Les travaux de modernisation incluent la reconstruction de la chaudière et de ses équipements accessoires, le remplacement des équipements haute et moyenne pression de la turbine, l’augmentation de la capacité de production du générateur et l’installation de nouveaux brûleurs à haute pression.

"Il s’agit du premier projet de retrofit intégré en Pologne. C’est une opportunité unique pour laquelle nous sommes heureux d’avoir été retenus", souligne Philippe Joubert, Président d’Alstom Power.

Entre 1997 et 2004, la centrale de Belchatów a réalisé, en partenariat avec Alstom, des travaux de modernisation sur les équipements basse pression de 12 turbines. Il s’agissait de la première étape de la modernisation des installations de production. Le 8 décembre 2008, PGE et Alstom ont signé un protocole d’accord portant sur le développement et la mise en œuvre de la technologie de capture et stockage du carbone sur l’unité 12 de la centrale de Belchatów.

Alstom : Une usine pilote de capture de CO2 aux USA

2009-04-01T07:00:53Z

Alstom et Dow Chemical développent conjointement un projet pilote de capture du dioxyde de carbone émis par une chaudière au charbon en Virginie occidentale (États-Unis).

Les deux groupes prévoient la conception et la construction de cette usine pilote, destinée à capturer le CO2 présent dans les gaz de fumées issue de la chaudière à charbon de l’installation d’Union Carbide Corporation (UCC).

Alstom assurera la conception, la construction et l’exploitation de cette usine pilote, qui devrait permettre de capturer près de 1 800 tonnes par an (tpa) de CO2 présent dans les gaz de fumées grâce à la technologie à base d’amines avancées d’Alstom et de Dow.

Dans le cadre du projet, Dow fournira le site et les infrastructures, ainsi que les produits chimiques et son expertise dans le domaine des amines. L’usine pilote devrait être opérationnelle à compter de l’été 2009.

Le nouveau procédé devra réduire de façon significative la quantité d’énergie requise pour la séparation et la capture du CO2. L’usine pilote de Virginie occidentale validera cette nouvelle technologie.

« Le charbon, qui représente plus de deux tiers de la production d’électricité dans le monde, est et restera une part essentielle du mix énergétique mondial, explique Philippe Joubert, Vice-Président Exécutif d’Alstom et Président, Alstom Power. Pour autant, le charbon ne demeurera une source d’électricité viable que dans la mesure où la production de CO2 sera réduite. Notre coopération avec Dow (...) apporte la validation dont nous avons besoin pour le lancement à l’échelle commerciale de notre technologie de capture du CO2 à base d’amines. »

L’ensemble du charbon utilisé dans l’usine pilote sera extrait localement en Virginie occidentale.

Pour le groupe Dow, ce projet constitue un élément important de ses objectifs de développement durable pour 2015. Pour Neil Hawkins, Vice Président Développement durable, « les États-Unis doivent engager une action rapide afin de ralentir, stopper puis renverser la tendance à la croissance du CO2 et des autres gaz à effets de serre. Dow figurera parmi les leaders de la promotion de ces solutions », espère-t-il.

Un projet d'oxycombustion pour des centrales thermiques

2009-03-27T07:00:40Z

Les chercheurs de six instituts de l'Université RWTH à Aix-la-Chapelle testent, dans une ancienne centrale thermique, une centrale au charbon innovante : cette installation fabrique de l'électricité de façon tout aussi efficace que la génération actuelle de centrales, sans émettre de CO2 dans l'air.

Les centrales thermiques fossiles, qui produisent de l'électricité à partir de charbon, de gaz naturel ou de pétrole, ont mauvaise réputation : elles rejettent une grosse quantité de CO2 dans l'atmosphère et polluent l'environnement. Cependant, elles sont essentielles dans le mix énergétique allemand : en effet, les énergies renouvelables ne suffiront pas à combler le besoin en électricité de ces prochaines décennies. Pour atteindre les objectifs européens extrêmement exigeants, les possibilités sont limitées : les centrales déjà existantes doivent être plus propres - et ce, le plus rapidement possible.

C'est la raison pour laquelle les ingénieurs de la RWTH [1] à Aix-la-Chapelle développent, dans le cadre du projet de recherche OXYCOAL-AC, un procédé d'oxycombustion [2] du charbon. Le projet est financé par le Ministère fédéral de l'économie et de la technologie (BMWi) dans le cadre de son initiative COORETEC [3], par le Ministère de l'innovation, de la science, de la recherche et de la technologie du Land de Rhénanie du Nord-Westphalie, et par l'industrie à hauteur de 20% du budget global. Parmi les partenaires industriels se trouvent des entreprises comme RWE Power, E.ON Energie, Hitachi Power Europe, MAN Turbo et Linde.

Contrairement aux centrales thermiques habituelles, le charbon dans la centrale-test d'Aix-la-Chapelle n'est pas brûlé avec de l'air, mais directement avec de l'oxygène. "De même que dans toutes les autres centrales thermiques, la combustion du carbone produit du CO2", explique le Prof. Reinhold Kneer de la chaire de transfert de chaleur et de masse [4], l'un des six instituts de la RWTH impliqués dans le projet de recherche OXYCOAL-AC.

"Cependant, nous essayons d'obtenir du CO2 presque pur dans le gaz résiduel, afin de pouvoir le traiter plus facilement. Dans ce but, nous employons de l'oxygène pur comme comburant à la place de l'air, et parvenons ainsi à obtenir en sortie de la chambre de combustion des fumées très riches en CO2 (diminution considérable de la production d'oxydes d'azotes par exemple). De cette manière, le CO2 est séparé plus facilement et rentablement des autres composés produits dans le gaz d'échappement."

Il est important que l'oxygène nécessaire à la combustion du charbon ne coûte rien et soit créé dans une installation de séparation d'air à haute efficacité énergétique. L'oxygène est produit dans le bâtiment-coeur de l'installation d'Aix-la-Chapelle, grâce à une membrane de céramique moderne. "Nous avons réussi à développer une technique membranaire à haute température, à l'aide de laquelle de l'oxygène est produit à environ 850°C", comme l'explique le Dr. Malte Förster, de la chaire de transfert de chaleur et de masse de la RWTH d'Aix-la-Chapelle. "Notre membrane présente une structure de grille cristalline [...]", complète M. Kneer. "Cette membrane n'est perméable qu'aux molécules d'oxygène." L'oxygène est ensuite introduit dans la chambre de combustion. A la sortie, c'est un gaz avec une très haute concentration en CO2 qui est obtenu, qui peut ensuite être comprimé et stocké de façon sûre.

"Dans une première phase, nous avons construit une installation pour tester ce procédé spécial et nous avons développé le module membranaire ; à présent nous testons l'ensemble des composants dans notre installation pilote", commente le Prof. Kneer. Ensuite nous laisserons le soin aux universitaires de réaliser les mesures et nous examinerons le procédé à plus grande échelle technologique." Le Prof. Kneer n'envisage cependant pas une commercialisation du procédé avant 2020.

[1] RWTH : Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule Aachen (Université technique de Rhénanie du Nord-Westphalie d'Aix-la-Chapelle) - http://www.rwth-aachen.de/

[2] Oxycombustion : combustion utilisant directement de l'oxygène comme comburant plutôt que simplement de l'air.

[3] COORETEC : Initiative du BMWi pour soutenir la R&D de centrales thermiques durables à combustibles fossiles - http://www.cooretec.de

[4] Lehrstuhl für Wärme und Stoffübertragung

BE Allemagne numéro 429 (25/03/2009) - Ambassade de France en Allemagne / ADIT - http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/58326.htm

Alstom va équiper la centrale au charbon d'Eemshaven

2009-03-24T10:01:18Z

Alstom vient de remporter un contrat d’une valeur d’environ 500 millions d’euros auprès de l’électricien allemand RWE Power pour la fourniture de deux chaudières - au charbon - destinées à la centrale d’Eemshaven (1 600 MW), aux Pays-Bas.

L'achèvement des nouvelles chaudières de 800 MW est prévu en 2013. A quantité de production d’électricité équivalente et d'un rendement d’environ 47%, elles sont censées consommer 20% de charbon en moins que les précédentes générations.

"Ces deux nouvelles chaudières au charbon permettront de fournir de l’électricité à plus de 3 millions de foyers et de réduire les émissions de CO2 d’environ 2,5 millions de tonnes par an par rapport aux centrales de générations précédentes" a indique Alstom dans un communiqué.

Autres nouveautés. Dans un premier temps, les nouvelles unités seront conçues pour consommer jusqu’à 10% de biomasse, puis elles pourront être équipées de dispositifs permettant le captage post-combustion du CO2.

"Le fait que RWE ait opté pour les chaudières ultramodernes d’Alstom et choisi une centrale susceptible d’être équipée d’un système de captage du CO2 lorsque les technologies appropriées seront disponibles témoigne de sa volonté de préparer l’avenir." a déclaré Philippe Joubert, le nouveau Président de Power Alstom.

Chine : remplacement de 31 GW de centrales au charbon

2009-02-06T09:06:41Z

Le gouvernement chinois a indiqué vouloir fermer progressivement ses centrales électriques au charbon les plus petites et les plus polluantes.

Le pays va remplacer 31 Gigawatts de centrales électriques au charbon par de nouveaux modèles plus efficients : 13 GW de capacité prévue cette année, 10 GW en 2010 et 8 GW en 2011.

En effet, la Commission Nationale de l'énergie (CNE) prévoit de remplacer les "petites" centrales électriques au charbon très polluantes par de plus puissantes et de plus modernes, d'une capacité totale de 50 GW.

"Nous devons saisir l'opportunité résultant de l'actuelle baisse de la demande d'électricité afin d'accélérer la fermeture de petites centrales électriques et de prévoir leur remplacement par de plus grandes", a déclaré Zhang Guobao, le directeur de la CNE dans le Shanghai News.

Les centrales électriques en Chine ont consommé une moyenne de 370 grammes de charbon par kilowatt-heure en 2005. En utilisant les nouvelles technologies, la consommation moyenne a atteint les 349 grammes par kWh en 2008. Les nouvelles centrales en cours de construction pourront générer 1 kWh avec seulement 283 grammes de charbon, comme celle de Huaneng Power International (1 GW) dans le Yuhuan.