RESEAU SOL(ID)AIRE DES ENERGIES !
Débat problématique énergétique
CHARBON "PROPRE" ?!
2007
RESEAU SOL(ID)AIRE DES ENERGIES !
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Le charbon représente 23% de la consommation mondiale d'énergie (pétrole 36%, gaz 23%, nucléaire 6%..., autres énergies 12%). Il est utilisé à 75% pour produire de l'électricité. Ses réserves sont estimées à 155 ans de consommation annuelle au rythme actuel (pétrole 40 ans, gaz 65 ans). Les émissions annuelles de gaz carbonique dues à la combustion du charbon étaient, en 2003, de 9,6 milliards de tonnes, soit 38% du total mondial. |
| Le charbon, est l'une des sources
d'énergie les plus abondantes actuellement utilisée sur la
planète, tout en étant fiable et peu coûteuse. Cependant,
c'est aussi la source d'énergie fossile qui produit le plus de CO2,
gaz à effet de serre. C'est pourquoi, à l'heure actuelle,
Ressource Naturelle Canada (RNCan) à travers le Centre de
la technologie de l'énergie, travaille à des techniques liées
au charbon "propre", dans le but de réduire les effets de ce dernier
sur l'environnement, tout en produisant de l'énergie.
Récemment, des études sur un nouveau système d'oxycombustion sous haute pression (ThermoEnergy Integrated Power System, TIPS) y ont été réalisées sous la direction de M. Bruce Clements. Cette technique consiste à brûler le charbon avec le l'oxygène pur sous haute pression et permet ainsi d'obtenir une production d'énergie efficace, tout en capturant les gaz polluants. |
La prochaine phase du projet consiste à
construire des installations d'essais, au sein du complexe de recherche
CANMET (Varennes, Québec) de RNCan où pourront être
testées les différentes techniques d'oxycombustion en émergence,
dont le TIPS.
Pour en savoir plus, contacts:
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| Une équipe
interdisciplinaire de chercheurs du MIT vient de rendre public son rapport
sur le futur du charbon. L'objectif de l'étude est d'examiner le
devenir du charbon en tant que source d'énergie dans une société
ou les émissions de carbone seront contraintes.
D'après les auteurs, le développement des procédés de capture et de stockage du CO2 (CCS) sera nécessaire au maintien et à l'expansion du charbon comme source d'énergie primaire. Le degré de développement du charbon et des procédés de CCS dépendra de plusieurs facteurs notamment le prix de la tonne de CO2 et le niveau de développement du nucléaire. |
Par exemple, en utilisant un modèle développé par le MIT, l' "Emission Prediction and Policy Analysis (EPPA) model", les auteurs ont déterminé que dans un scénario où le prix du carbone serait élevé (25$/tonnes-CO2 à partir de 2015 et une augmentation de 4% par an) et le nucléaire peu developpé, l'application des procédés de CCS permettrait d'augmenter l'usage mondial du charbon en 2050 de 61% par rapport à 2000 tout en augmentant les émissions mondiales de CO2 de moins de 17%. Sans les procédés de CSC, l'usage du charbon augmenterait de 16% et les émissions de CO2 de plus de 33%. Selon leur modèle les procédés de CCS deviennent compétitifs à partir de 30$/tonne-CO2... |
| Les compagnies Mitsui Babcock, Siemens,
UK Coal et Scottish and Southern Energy (SSE) ont obtenu le premier contrat
pour la construction d'une unite de charbon "propre" de 500 MW sur le site
de la centrale électrique de Ferrybridge dans le Yorkshire.
Cette unité, qui est une mise à jour d'une des quatre tranches de la station existante, sera composée d'une chaudière supercritique et par la suite d'un dispositif de capture du dioxyde de carbone. Le coût total du projet devrait être de 250 millions de livres (environ 366 millions €) pour la chaudière et 100 millions de livres (environ 147 millions €) pour le dispositif de capture du CO2. Mitsui Babcock va fournir la chaudière supercritique, c'est-à-dire dans laquelle la vapeur sera produite au-dessus des conditions critiques (pression supérieure à 300 bars et température supérieure à 600°C). L'avantage d'un cycle supercritique (chaudière et turbine) est qu'il augmente considérablement l'efficacité de la production d'électricite: 45% contre 36% pour une centrale conventionnelle. L'efficacité étant augmentée, la consommation de charbon va diminuer: l'installation de l'unité supercritique va permettre de réduire les émissions de CO2 de 500.000 tonnes par an, soit l'économie équivalente à 230 MW d'énergie éolienne installés. L'installation complémentaire de l'unité de capture et de stockage de carbone post combustion devrait permettre, quant à elle, de réduire les émissions de CO2 de 1,7 million de tonnes par an, soit une économie équivalente à 800 MW d'énergie éolienne installés. |
Actuellement les études générales
de faisabilité ont été complétées; des
études plus détaillées restent à effectuer
pour déterminer la viabilité du système. Les résultats
devraient être publiés en 2007, permettant ainsi aux investisseurs
de prendre une décision dès que possible. La centrale supercritique
pourrait être commercialement opérationnelle en 2011/2012.
Par ailleurs, ce projet va aussi étudier l'approvisionnement en
charbon de la centrale par la mine de Kellingley située à
proximité.
Ce projet s'inscrit donc dans la ligne des technologies de charbon "propre" et de capture et de stockage du carbone, technologies prometteuses vu l'importance des réserves de charbon (environ 160 ans de consommation) et le besoin de lutter contre les émissions de gaz à effet de serre. Il faut préciser que SSE à commence à installer des unités de désulfurisation des fumées pour deux autres tranches de 500 MW de la centrale de Ferrybridge. Cette installation devrait être achevée en 2008. Sources:
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| Une équipe
de l'Université de Nottingham travaille actuellement sur l'utilisation
de solvants pour éliminer les impuretés du charbon. Celui-ci
pourra être utilisé dans une centrale électrique à
cycle combiné, plus efficace qu'une centrale conventionnelle, ce
qui n'est pas possible avec du charbon classique. Ce projet est financé
par l'Engineering and Physical Sciences Research Council (EPSRC)
à hauteur de 120.000 livres (environ 173.000 €)
Les centrales à cycle combiné sont composées d'une turbine à gaz, similaire à un réacteur d'avion sauf que l'énergie produite sert à entraîner un alternateur, et les gaz d'échappement de cette turbine sont récupérées pour produire de la vapeur; celle-ci entraîne une turbine à vapeur conventionnelle reliée à un autre alternateur. L'efficacité du procédé est d'environ 55% contre 35% pour une centrale conventionnelle, composée d'un générateur de vapeur et d'une turbine à vapeur. Si la plupart des centrales à gaz sont équipées de cette technologie, ce n'est pas le cas pour le charbon qui, même gazéifié, c'est-à-dire transformé en gaz de synthèse (CO+H2) par combustion partielle, possède toujours des impuretés minérales comme de la silice et du soufre. Après la combustion, ces impuretés, abrasives ou sous forme de gaz acide, provoquent des dommages sur les aubages de la turbine. Mais avec plus de 160 ans de réserves estimées contre 70 ans pour le gaz, le charbon effectue un retour en force, d'où l'importance de la recherche sur les technologies de charbon "propre". La technologie étudiée par l'Université de Nottingham est la lixiviation, c'est-à-dire l'extraction d'une substance soluble d'un mélange de corps solides, en diffusant ou en faisant circuler un solvant à travers l'ensemble. Ici, le charbon est moulu finement puis flotte sur de l'acide fluorhydrique qui dissout la silice. Le charbon est ensuite filtré puis replonge dans une autre solution contenant un agent oxydant qui enlève la pyrite, soufre minéral (sulfures de fer, de cobalt ou de nickel). |
Outre enlever le soufre, cet agent nettoie aussi
les traces de fluorure restant de la première étape. Après
une seconde filtration, le charbon, désormais propre, ne possède
plus que 0,05% de composés minéraux contre environ 15% au
départ. D'autres composants toxiques du charbon comme le mercure
et l'arsenic sont aussi extraits au cours de ce traitement.
Ce procédé de lixiviation a déjà été étudié dans les années 70 et 80 mais il a été abandonné à l'époque car trop cher. Néanmoins, l'originalité de la recherche effectuée par l'équipe de l'Université de Nottingham est la récupération de la silice et le recyclage du solvant. Les deux solvants sont mélangés après utilisation, la silice se reforme et est récupérée avec une pureté d'environ 98-99%. La silice, extrêmement pure, a beaucoup de valeur: c'est un composant de base des semi-conducteurs et des cellules solaires. Les autres impuretés peuvent aussi être récupérées en tant que matière première, néanmoins leur quantité varie d'un type de charbon à l'autre. Concernant le solvant, les composés agressifs comme les fluorures ne sont pas relachés dans l'environnement, supprimant le besoin d'un traitement spécifique des eaux évacuées. Ces composés étant recyclés, ils doivent juste être achetés une fois, ce qui diminue le coût de fonctionnement. Outre les centrales à cycle combiné, ce charbon "nettoyé" peut être utilisé pour d'autres d'applications, notamment dans l'industrie de l'aluminium où il pourrait remplacer le coke de pétrole en tant qu'anode lors de la purification du métal. Le coke de pétrole contient du nickel, du vanadium et du soufre en hautes quantités, ce qui le rend polluant. Le principal problème qui demeure dans le procédé est l'extraction complète du soufre. Il est extrait uniquement sous forme de pyrite (minéral), ce qui représente environ 2/3 du soufre présent dans le charbon. La recherche va donc se concentrer sur l'extraction du soufre sous forme organique. Pour le moment, un système de désulfurisation des fumées est encore nécessaire. |
| L'été
dernier, des étudiants de l'Université des Sciences et Technologies
de Trondheim (NTNU) ont analysé les données de 600 puits
forés dans la plate-forme continentale norvégienne en Mer
du Nord. Leurs calculs montrent que 3000 milliards de tonnes de charbon
sont enfouies au large de la côte norvégienne. La plus grande
partie des réserves est localisée à Haltenbanken.
"Les géologues savent depuis longtemps que de grandes quantités de charbon sont enfouies dans la plate-forme continentale. Mais avec ces nouvelles données nous savons plus exactement quelles ressources nous avons à notre disposition" explique Olav Kårstad, premier conseiller au département des nouvelles énergies de Statoil. La compagnie norvégienne est intéressée par ces nouvelles données, car elle envisage d'exploiter les réserves de charbon de la Mer du Nord, en y injectant de l'oxygène dans les puits, afin de provoquer la combustion du charbon et la formation d'un mélange gazeux utilisable pour l'approvisionnement énergétique. |
L'inconvénient de cette technique est
qu'elle génère du CO2. "Il est indispensable
que nous développions de nouvelles technologies de capture du CO2
avant de nous lancer dans l'exploitation des réserves de charbon"
explique Olav Kårstad.
Fredric Hauge, Président de la Fondation Bellona, une ONG norvégienne, propose une autre solution, qui consisterait à injecter du CO2 dans les puits de charbon, afin de produire du méthane. Cette autre solution nécessite que les technologies de séparation du CO2 des mélanges gazeux dégagés par l'industrie soient au point. Fredric Hauge estime qu'il faudra au moins 30 ans pour développer des technologies efficaces. |
| La première
centrale thermique au lignite sans émissions de dioxyde de carbone
(CO2) est en cours de construction dans le Brandebourg. Le groupe
énergétique Vattenfall Europe érige cette centrale
de 30 MW pour un cout de 50 millions € dans la zone industrielle "Schwarze
Pumpe" à la frontière entre le Brandebourg et la Saxe.
Dans cette centrale, le dioxyde de carbone est extrait des fumées industrielles et liquéfié sous pression avant d'être stocké sous terre. Le 29 mai 2006, la Chancelière fédérale, Mme Angela Merkel (CDU), et le Ministre président du Brandebourg, M. Matthias Platzeck (SPD), ont donné le premier coup de pioche symbolique à Spremberg, dans le sud du Brandebourg. "Si l'Allemagne réussit, cela nous assurera la première place dans ce secteur technologique", a déclaré Mme Merkel. Ce projet qui devrait être opérationnel mi-2008 est subventionné par le gouvernement fédéral. La Chancelière a déclaré que l'avenir de la transformation du lignite en électricité était une question fondamentale pour l'Allemagne. |
"Nous devons réfléchir au mixe
de sources d'énergie que nous souhaitons privilégier pour
avancer". Une centrale énergétique sans émissions
de CO2 représente une "technologie ultramoderne qui
pourra également être exportée." Mme Merkel a annoncé
que le gouvernement fédéral soumettrait un concept énergétique
complet au second semestre 2007.
Après cette centrale pilote, Vattenfall prévoit de construire une installation technique modèle de grande envergure qui serait mise en service vers 2015 et produirait 300 MW d'électricité. La première utilisation commerciale de la technologie Oxyfuel est prévue vers 2020 grâce à une centrale au lignite de 1.000 MW. Les militants de Greenpeace jugent la technologie trop chère et le temps de développement trop long. Selon eux, jusqu'en 2020, elle ne participera en rien à la protection climatique, pendant qu'une grande partie du parc de centrales électriques allemand sera renouvelée. Greenpeace réclame que les fonds soient plutot investis dans les énergies renouvelables. |
| Une technique
de production d'énergie à partir de charbon, mais sans
le brûler, est actuellement développée au sein
du département Chemical Engineering (génie chimique) de l'Université
de Cambridge. L'intérêt principal de cette méthode
est que les émissions de carbone pourraient être facilement
capturées et stockées.
Le charbon est en train de faire son grand retour pour la génération d'eélectricité. En effet, les réserves sont énormes (160 ans contre 70 et 40 ans pour le gaz et le pétrole d'apres le World Coal Institute) et ainsi son potentiel est particulièrement élevé pour des pays tels que la Chine et l'Inde. Cependant, son pouvoir calorifique (énergie qu'il dégage lors de la combustion) est bien plus faible que celui du gaz naturel. De plus, il produit beaucoup plus de dioxyde de carbone par unité d'énergie produite. Ceci explique l'intérêt actuel pour la recherche sur les technologies de "charbon propre" (par exemple le futur centre de recherche Futurgen aux Etats-Unis). La technique utilisée ici pour la production d'énergie propre avec du charbon est appelée chemical looping. Elle consiste à utiliser un même réacteur pour différentes réactions les unes à la suite des autres. Les chercheurs utilisent un réacteur à lit fluidisé dans lequel une épaisse couche de granules est traversée par du gaz à haute pression. Dans le cas présent, cette couche consiste en des grains de solide poreux comme de l'oxyde d'aluminium ou de titane, recouverts d'une couche de grains d'oxyde de cuivre. Dans un premier temps le lit est fluidisé par de la vapeur d'eau portée entre 800 et 1.000°C et de la poudre de charbon est injectée dans le réacteur afin qu'elle se mélange avec les granules d'oxydes de cuivre. La vapeur d'eau réagit avec le carbone du charbon pour former du gaz de synthèse (un gaz à l'eau CO + H2) |
Ce procédé est
connu sous le nom de gazéification du charbon et est utilisé
depuis plusieurs années dans certains pays. En général,
le gaz de synthèse est brûlé dans une turbine à
gaz ou un moteur à combustion interne pour produire de l'électricité
et, parfois, de la chaleur. Néanmoins, les émissions produites
sont similaires à celles des autres hydrocarbures.
L'étape suivante du procédé, qui se produit presque simultanément, voit les deux composants du gaz de synthèse, le monoxyde de carbone et l'hydrogène, réagir avec l'oxyde de cuivre: l'H2 est alors transformé en vapeur d'eau et le CO en CO2. Selon les chercheurs, de nombreux oxydes métalliques peuvent provoquer ces réactions mais seul l'oxyde de cuivre permet de plus la libération de chaleur à partir d'hydrogène et de monoxyde de carbone. Au bout d'un certain temps, les chercheurs arrêtent l'injection de charbon dans le réacteur: ils laissent ainsi le charbon encore présent dans le réacteur se gazéifier, puis réagir en utilisant l'oxygène encore présent dans l'oxyde de cuivre. Une fois le processus achevé, la vapeur d'eau injectée dans le réacteur est remplacée par de l'air chaud dont l'oxygène se combine avec le cuivre pour régénérer l'oxyde. Le processus peut à nouveau recommencer. Le chemical looping décrit ici a été d'abord mis en place à l'Université de Chalmes à Goteborg (Suède), mais seulement avec du gaz naturel et du méthane. Selon les scientifiques britanniques c'est la première fois que les hydrocarbures solides sont utilisés. Des perspectives sont ouvertes pour l'application de cette technique à la biomasse. Le projet, supervisé par le Dr John Dennis, va entrer en phase pratique. Un prototype est actuellement en construction. |
| Des chercheurs
de l'Institut Max Planck de recherche sur le charbon à Mulheim (Ruhr)
ont développé un nouveau procédé qui permet
de liquéfier la houille à haute teneur en carbone ("charbon
maigre"); jusqu'à présent, ce type de charbon pouvait uniquement
être utilisé dans des processus de gazéification et
de combustion.
Dans le contexte de pénurie des réserves pétrolieres, les grandes quantités de charbon disponibles deviennent intéressantes pour produire des combustibles liquides et des matières premières chimiques. Les technologies de liquéfaction de charbon sont disponibles depuis le début du 20e siècle, mais les coûts obligent les chercheurs à s'intéresser à des processus plus efficaces. Lors de la liquéfaction de charbon directe, le charbon est transformé en hydrogène sous pression (> 30 MPa), à 450°C en présence d'un solvant et d'un catalyseur d'oxyde ferrique. Toutefois, l'activité du catalyseur est faible, car l'oxyde ferrique ne peut pénétrer la structure de réseau macromoléculaire du charbon insoluble. Le "charbon maigre", c'est-à-dire la houille avec une faible teneur en éléments volatils, n'est ainsi pas transformée. |
L'équipe de chercheurs
de l'Institut Max Planck pense qu'un catalyseur en solution serait plus
efficace. Ainsi, les catalyseurs de bore, appelés liaisons hydrogène-bore,
permettent de transférer de l'hydrogène à des molécules
organiques. Les études sur le "charbon maigre" allemand ont montré
qu'un mélange d'hydrure de bore de sodium et d'iode, à partir
duquel un catalyseur de bore d'iode est produit en solution, est particulirement
efficace. Malgré les conditions de réaction extrêmes
(pression de l'hydrogène de 25 MPa, température de 350°C),
l'iode est activé en tant que catalyseur.
Ce procédé permet d'augmenter la solubilité du charbon de façon considérable. Il constitue la première "vraie" hydrogénation du charbon dans le sens d'une addition d'hydrogène à des structures saturées. Ainsi il devient possible de liquéfier des houilles riches en carbone dans un procédé d'hydrogénation classique. De plus amples informations sont disponibles sur http://presse.angewandte.de Pour en savoir plus, contacts: - Matthias W. Haenel, Institut Max Planck de recherche sur le charbon - tel : +49 208 306 2430 - email: haenel@mpi-muelheim.mpg.de http://www.mpi-muelheim.mpg.de/kofo/institut/arbeitsbereiche/haenel/haenel_e.html |
| L'entreprise Alstom Power de Stuttgart
veut construire une centrale à charbon sans émission de dioxyde
de carbone (CO2) avec un procédé de combustion
appelé "Oxyfuel".
La réduction des émissions de CO2 est aujourd'hui un thème majeur dans le monde, d'autant plus que la consommation énergétique augmente. Si l'on veut atteindre les objectifs du protocole de Kyoto, il faut développer des centrales plus efficaces, sans émission mais rentables. Par le passé, l'unique objectif des technologies de combustion était d'atteindre un rendement maximal, alors qu'aujourd'hui l'isolation du CO2 lors de la combustion est prépondérante. La première expérience sur ce sujet a été réalisée sur la centrale d'Esbjerg. Lors de la combustion du charbon, le CO2 libéré est chimiquement combiné avec de la monoéthanolamine, ce qui permet de capturer 90% du CO2 émis. Cependant, la rentabilité de ce procédé reste insuffisante, car le besoin en énergie et matières premières peut diminuer le rendement de la centrale de 12%. Le procédé Oxyfuel d'Alstom Power semble significativement plus prometteur. |
Pour diminuer le CO2 émis, la
combustion ne se fait pas avec l'air, mais avec de l'oxygène pur,
produit séparément. Dans ce cas, les émissions sont
constituées uniquement de CO2 pur et d'une petite part
de vapeur d'eau (il n'y a plus d'azote et d'oxyde d'azote). C'est la condition
pour une compression ou une liquéfaction rentable du CO2.
La vapeur d'eau est condensée et une partie du CO2 concentré
est séparée, tandis que l'autre partie est enrichie avec
de l'oxygène pur et acheminée à nouveau vers la chaudière.
Actuellement, Alstom se prépare à tester et optimiser le procédé dans une installation pilote à Spremberg, notamment pour minimiser l'énergie nécessaire à la séparation du CO2. L'installation, d'une puissance de 30 MW, devrait être opérationnelle en 2008. Il s'agira du premier procédé complet, de la production d'oxygène à la liquefaction du CO2. Le CO2 liquéfié sera conduit dans un ancien dépôt de gaz à proximité de Potsdam grâce à un pipeline. Ce dépôt, servant de "sarcophage" de CO2, sera scellé après remplissage. Source: Die Welt - 19/12/2005 |
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1. Coal burnt to produce syngas 2. Syngas burnt in combustor 3. Hot gas drives gas turbines 4. Cooling gas heats water 5. Steam drives steam turbines |
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1. CO2 pumped into disused coal fields displaces methane which can be used as fuel 2. CO2 can be pumped into and stored safely in saline aquifers 3. CO2 pumped into oil fields helps maintain pressure, making extraction easier |
Electrostatic precipitators can remove more than 99% of particulates from the flue gas. The system works by creating an electrical field to create a charge on particles which are then attracted by collection plates. Other removal methods include fabric filters and wet particulate scrubbers. |
·
· Le WWF désigne
les centrales électriques européennes les plus polluantes,
AFP, 04 oct.
·
· Le
charbon, un combustible qui reste solide, sauf en France,
Libération,
09 août
| A l'avenir, les centrales au charbon
pourraient fonctionner sans émissions toxiques. Dans la technique
de gazéification intégrée du charbon dans des cycles
combinés (IGCC), le gaz à effet de serre (dioxyde de carbone)
pourrait au besoin être séparé relativement simplement,
comme il en est fait part dans la dernière édition du magazine
de recherche de Siemens Pictures of the future.
Il reste suffisamment de réserves de charbon pour au moins 200 ans; le pétrole se fait par contre de plus en plus rare et de plus en plus cher. Le gouvernement américain encourage donc massivement le développement des centrales au charbon, qui doivent toutefois remplir des exigences strictes en matière d'émissions et d'efficacité. Siemens a donc mis au point un concept pour une centrale IGCC de 500 Megawatts. Les installations IGCC peuvent brûler des mélanges de charbon et de biomasse, de charbon et de pétrocoke, et même de bitume liquide. Le combustible est converti dans le système en gaz de synthèse riche en oxygène qui est alors brûlé dans une turbine à gaz. La chaleur perdue est utilisée par une turbine à vapeur pour la production d'énergie supplémentaire. Les experts de Siemens estiment que rien que dans le domaine de la raffinerie, les installations utilisant la technique IGCC pourraient atteindre une puissance potentielle de 120 Gigawatt d'ici 2010. |
Le grand avantage de la technique IGCC réside
dans le fait que le combustible est transformé en dioxyde de carbone
en étant tout d'abord gazéifié à l'oxygene
pur, avec de la vapeur d'eau comme agent modérateur de température.
Les polluants comme le dioxyde de carbone ou le soufre sont fixés avant la combustion et n'arrivent donc pas dans l'environnement. Le degré d'efficacité des installations utilisant la technique IGCC s'élève à 51% alors que les centrales thermiques combinées au gaz atteignent 58%. Les experts de Siemens estiment le potentiel d'amélioration de la technique IGCC comme encore considerable. Contacts: Dr. Norbert Aschenbrenner, Siemens Technikkommunikation, tel : +49 (0)89 636 33 438, norbert.aschenbrenner@siemens.com http://www.siemens.com/ http://w4.siemens.de/de2/html/press/newsdesk_archive/index.html Source: Depeche IDW, communique de presse de Siemens, 03/05/2004 |
| Le gouvernement vient de donner son
feu vert pour la construction de la première centrale électrique
fonctionnant au "charbon propre".
Pour la construction de cette centrale à Hatfield dans le Yorkshire, 350 millions de livres (499 millions d'euros) seront investis. D'une puissance de 430 MW, elle fonctionnera grâce à un "integrated gasification combined cycle" (IGCC, gazéification du charbon integrée à un cycle combiné). La gazéification du charbon permet d'éliminer les composants indésirables avant la combustion pour éviter tous rejets polluants dans l'atmosphère. Dans un gazéifieur, le charbon subit une oxydation partielle et se transforme en gaz combustible. Les composés polluants (soufre, ammoniac, poussières, ...) sont extraits par des techniques dérivées de la pétrochimie. Le gaz combustible est ensuite brûlé dans une turbine à combustion, puis la chaleur des gaz d'échappement est récupérée pour produire de la vapeur qui alimente une turbine à vapeur. L'utilisation de ce cycle combine permet d'atteindre des rendements énergétiques élevés de l'ordre de 45 %. |
La gazéification du charbon permet de récuperer
du CO2 et de l'hydrogène.
Cinq tonnes d'hydrogène par heure seront produits par la centrale, suffisamment pour faire fonctionner 2000 bus. Le CO2 peut être utilise dans l'industrie pétroliere pour étendre la durée de vie des gisements. Une fois ces produits dérives vendus, les responsables de Coalpower indiquent que le prix du kilowattheure se situe à un prix compétitif de 3p (4 centimes). Les réserves britanniques de charbon sont bien plus importantes que ses réserves de gaz naturel. Cette nouvelle technologie permet de relancer un secteur économique en difficulté en prolongeant l'exploitation des mines de charbon et de sécuriser l'approvisionnement en énergie du Royaume-Uni en diminuant sa dépendance au gaz. Cette centrale devrait être operationnelle en 2006. Une seconde unité de production sera alors ajoutée pour porter la capacité de production à 860 MW. Sources: Professional Engineering, 13/08/03, p.4; The Guardian, 06/08/03; The Engineer, 29/08/03, p.16 |
