Bulletin de Veille Technologique - SPE

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Bulletin de Veille Technologique émis par la Société Algérienne de Production de l'Electricité Vol 2020 - N ° 06: Juin 2020 www.spe.dz Direction Stratégie Et Systèmes

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Bulletin de Veille Technologique

émis par la Société Algérienne de

Production de l'Electricité

Vol 2020 - N ° 06: Juin 2020 www.spe.dz

Direction Stratégie Et Systèmes

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Table des matières Siemens : Feuille de route vers des turbines à 100% d’hydrogène ....................................................................................................... 3

Arriver à 100% d'hydrogène en seulement 10 ans ............................................................................................................. 3

Certaines unités aérodérivées atteignent déjà l'objectif de 100% d'hydrogène .............................................................. 3

GE intègre l'IA pour permettre une conception inversée de turbine à gaz basée sur les performances...................................... 4

Les contraintes résiduelles techniques peuvent être utilisées pour réduire les défaillances des turbomachines ................... 5

Fissuration par corrosion ........................................................................................................................................................ 5

Fatigue ...................................................................................................................................................................................... 6

Fluage ....................................................................................................................................................................................... 8

Lancement de la première démonstration mondiale d'alimentation en énergie intégrée à l'hydrogène ...................................... 8

Une collaboration remarquable .............................................................................................................................................. 9

Un saut pour le Power-to-X-to-Power ................................................................................................................................... 9

La valeur d'une démonstration intégrée ............................................................................................................................ 10

La quête d'une turbine à gaz décarbonée ......................................................................................................................... 12

L'usine de cogénération de Berlin promet une efficacité énergétique de 92% .................................................................................13

L'initiative de stockage d'énergie de Siemens cible les batteries ainsi que les technologies de stockage mécanique.........14

Stratégies de réduction des coûts pour la production d'électricité .....................................................................................................14

En un coup d'oeil .................................................................................................................................................................. 14

Faites correspondre la mission ........................................................................................................................................... 15

Éléments essentiels de la transformation des coûts ........................................................................................................ 16

Hitachi absorbe ABB Power Grids dans une nouvelle coentreprise de 10 milliards de dollars ...................................................17

Un focus élargi pour les réseaux électriques .................................................................................................................... 17

Hitachi envisage de nouvelles perspectives dans le domaine de l'énergie .................................................................. 18

La cession de Power Grids marque une nouvelle ère pour ABB ................................................................................... 18

Calendrier des événements.............................................................................................................................................................................19

European Utility Week & POWERGEN Europe ................................................................................................................ 19

African Utility Week et POWERGEN Africa ...................................................................................................................... 19

Powergen International ........................................................................................................................................................ 19

Référence .............................................................................................................................................................................................................20

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Siemens : Feuille de route vers des turbines à 100% d’hydrogène

S'alignant sur un objectif fixé par l'association industrielle européenne EUTurbines, Siemens Gas & Power a déployé en janvier 2019 une feuille de route ambitieuse pour augmenter la capacité hydrogène de ses modèles de turbines à gaz à au moins 20% d'ici 2020 et 100% d'ici 2030. L’effort a été repris à des degrés divers par tous les principaux fabricants de turbines à gaz, qui affirment que la capacité de l'hydrogène peut donner aux producteurs d'électricité à gaz du monde entier plus d'options sur les marchés de l'énergie à faible émission de carbone et empêcher les actifs bloqués en raison des réglementations et des restrictions d'émissions.

La raison: les installations de turbines à gaz ont triplé au cours des 22 dernières années, la flexibilité et l'efficacité étant devenues des exigences essentielles pour presque toutes les ressources, et la sécurisation d'un autre rôle clé pour les turbines à gaz nouvelles et existantes en permettant une transition en douceur des systèmes électriques fossiles aux systèmes électriques décarbonés est juste un bon sens commercial.

Arriver à 100% d'hydrogène en seulement 10 ans Mais la feuille de route de Siemens se démarque spécifiquement parce qu'elle s'étend à l'ensemble de son portefeuille -de ses plus petites turbines à gaz aérodérivatives à ses gigantesques turbines à gaz à usage intensif- et qu'elle cherche à réaliser le bond de 100% en seulement 10 ans. Comme la société l'a expliqué dans un récent article, cette initiative ambitieuse repose sur la confiance que plusieurs modèles de turbines à gaz peuvent déjà fonctionner avec des pourcentages élevés d'hydrogène carburant, avec la capacité spécifique d'une unité en fonction du modèle et du type de système de combustion (Figure 1).

1. Ce graphique montre la capacité d'hydrogène du portefeuille de turbines à

gaz de Siemens dans les applications de nouvelles unités. WLE est synonyme de faibles émissions humides et DLE signifie technologies de combustion

sèche à faibles émissions. Gracieuseté: Siemens

Depuis les années 1960, a-t-il noté, plus de 55 unités Siemens construites pour la gamme de l'industries à travers le monde ont fonctionné avec des combustibles à teneur variable en hydrogène, totalisant 2,5 millions d'heures de fonctionnement. Pourtant, bien que cela ait conduit à une expérience cruciale dans les technologies de combustion à diffusion continue de flamme, à faible émission humide (wet low emissions WLE) et à faible émission sèche (dry low emissions DLE), garantir que tous ses modèles seront à haute capacité d'hydrogène est un défi de taille.

Certaines unités aérodérivées atteignent déjà l'objectif de 100% d'hydrogène Jusqu'à présent, l'entreprise a réalisé des triomphes remarquables. L'année dernière, elle a annoncé que toutes ses unités aérodérivatives équipées de systèmes WLE basés sur la technologie des brûleurs à diffusion remplissent déjà l'objectif de 2030 d'une capacité d'hydrogène à 100%. Les systèmes WLE utilisent essentiellement de l'eau, injectée dans la chambre de combustion, pour réduire la température de la flamme de combustion, réduisant ainsi les émissions d'oxyde d'azote (NOx) et augmentant la puissance de sortie de la turbine à gaz. Mais la société a déclaré que la prochaine étape cruciale consistera à permettre la combustion à haute température de ses systèmes DLE afin d'étendre les capacités de combustion à 100% d'hydrogène de la flotte.

Interrogé sur les raisons pour lesquelles Siemens travaille sur le développement de la technologie DLE pour 100% d'hydrogène alors qu'il a déjà été démontré que les systèmes non DLE avec brûleurs à diffusion gèrent une « grande enveloppe de compositions de combustible et 100% d'hydrogène est possible sur diverses turbines à gaz Siemens non DLE », Michael Welch, un expert des turbines à gaz de Siemens, a déclaré: « l'eau est une ressource précieuse ; cela ajoute des coûts d'exploitation pour fournir et traiter l'eau avec une qualité appropriée -vous ne pouvez pas simplement utiliser l'eau du robinet- et cela réduit souvent la durée de vie des composants, augmentant les coûts d'exploitation en raison de l'augmentation des inspections d'entretien. À titre d'exemple, pour faire fonctionner une turbine à gaz de 60 MW à 100% d'hydrogène et obtenir 25 parties par million de NOx, vous consommerez 20 tonnes -ou 20 000 litres- d'eau par heure ». Welch a également souligné que les dérivés aérodynamiques de Siemens ne couvraient qu'une petite plage de puissance, et que Siemens souhaite l'option à haute teneur en hydrogène pour son portefeuille complet de turbines à gaz, qui va de 5 MW à 600 MW.

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La technologie DLE fonctionne essentiellement en mélangeant le carburant et l'air avant la combustion afin de contrôler précisément la température de la flamme, ce qui permet de contrôler les taux de processus chimiques qui produisent des émissions de NOx. Cependant, « la réactivité plus élevée de l'hydrogène pose des défis spécifiques pour la technologie de mélange dans les systèmes DLE », a expliqué Siemens. « La fraction de carburant acceptable de l'hydrogène dépend de la conception spécifique du système de combustion et des conditions de fonctionnement de la turbine ». Bien que les systèmes de combustion DLE de Siemens utilisent généralement des flammes stabilisées à tourbillon combinées à un prémélange pauvre pour atteindre un faible taux de NOx sans dilution du carburant, pousser les volumes d'hydrogène au-delà de 50% et jusqu'à 100% nécessite des modifications du matériel et du système de contrôle, comme une nouvelle conception de brûleur.

Triomphes à l'horizon Les essais de combustion à pleine pression au Clean Energy Center de Berlin sur les brûleurs SGT-600 à SGT-800 ont jusqu'à présent permis des progrès prometteurs pour les systèmes DLE. Le brûleur du SGT-600, par exemple, pouvait fonctionner jusqu'à 100% sur DLE. Comme Siemens a déclaré à POWER, « le brûleur a été validé dans un moteur à chaîne complète, fonctionnant de manière stable à 60% de charge de base, et fonctionnera dans une usine de cogénération au Brésil [à 60% d'hydrogène] ». Siemens a maintenant entrepris de démontrer que bon nombre de ses turbines à gaz industrielles utilisant le DLE sont capables à 100% d'hydrogène d'ici 2023. Le premier test aura lieu au projet HYFLEXPOWER, lancé en juin en France. Comme Siemens l'a expliqué, la turbine Siemens SGT-400 existante impliquée dans le projet HYFLEXPOWER d'une centrale de production combinée de chaleur et d'électricité ENGIE, est une petite turbine à gaz industrielle qui utilise la technologie de brûleur G30 -une conception éprouvée de prémélange à tourbillonnement radial qui permet la flexibilité du combustible- et a déjà démontré sa capacité à fonctionner avec jusqu'à 10% de volume d'hydrogène.

2. Feuille de route de la turbine à gaz 100% hydrogène de Siemens en avril 2020. Avec l'aimable autorisation de Siemens

Mais pour le moment, au moins, les applications prototypes et les premiers clients pour les turbines à gaz 100% hydrogène à usage intensif (heavy-duty ) ne sont pas attendus avant la fin des années 2020, comme le montre la feuille de route (Figure 2). Pourtant, Siemens semble faire des progrès importants dans le raffinage de la conception des brûleurs, avec des gains visibles dans son grand parc de turbines à gaz. Récemment, par exemple, elle a vendu une turbine à gaz de 2000E à un client de l'industrie pétrochimique avec une exigence de fonctionner avec jusqu'à 27% de volume d'hydrogène à partir de 2020. « Cette extension de la capacité standard de Siemens a été réalisée par incrémentation, et des modifications ultérieures de la géométrie des brûleurs pour améliorer la résistance au retour de flamme à des teneurs en hydrogène plus élevées », a déclaré Siemens.

—Sonal Patel est rédacteur en chef adjoint de POWER.

GE intègre l'IA pour permettre une conception inversée de turbine à gaz basée sur les performances

Les chercheurs de GE développent un cadre de conception inverse activé par l'intelligence artificielle (IA) et l'apprentissage automatique (machine learning ML) qui permet aux mesures de performance de créer des conceptions plus optimisées pour les composants aérodynamiques des turbines à gaz industrielles (industrial gas turbine IGT). Le projet vise à atteindre une réduction de 30 à 50% des temps de cycle de conception, ou de 1 an à quelques mois. Le nouvel ensemble d'outils numériques devrait aider les centrales à cycle combiné à être plus efficaces. GE Research, la filiale de développement technologique de GE, a reçu la phase 1 d'un projet de 2 ans, et 2,1 millions de dollars dans le cadre du programme DIFFERENTIATE (Design Intelligence Fostering Formidable Energy Reduction and Enabling Novel Totally Impactful Advanced Technology Enhancements) de l'ARPA-E pour construire une IA - un réseau de neurones inversible piloté par un système qui peut directement traduire ces métriques en conceptions optimisées. Actuellement, les composants énergétiques aérodynamiques complexes tels que les aubes de turbine à gaz ont des temps de cycle de conception extrêmement longs de plus d'un an qui nécessitent un compromis entre coût, performance et fiabilité. Les chercheurs de GE, en collaboration avec la division Gas

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& Power de GE et l'Université de Notre Dame, visent à développer et à démontrer un nouveau cadre de conception basé sur l'IA et le ML qui prend la moitié du temps.

Sur la photo, un modèle de dynamique des fluides numérique (computational

fluid dynamics CFD) prédisant la trajectoire de l'écoulement et les pertes résultantes à travers le moyeu d'une aube de turbine à gaz. Les mesures de

conception et de performance, telles que la perte aérodynamique d'une turbine, seront évaluées par le cadre de conception inverse activé par

l'intelligence artificielle (IA) et l'apprentissage automatique (ML) développé par les chercheurs de GE dans le cadre de leur projet ARPA-E

DIFFERENTIATE.

L'objectif final du projet de deux ans est de créer un processus de conception inverse pour optimiser la conception d'un composant d'aube de turbine à gaz et réduire la durée du cycle de conception. À l'avenir, le cadre sera également étendu à d'autres applications telles que les turbines d'aviation, les moteurs aérodérivés, les éoliennes et les turbines hydrauliques.

—Par Rory Pasquariello

Les contraintes résiduelles techniques peuvent être utilisées pour réduire les défaillances des turbomachines

Lorsque des pannes surviennent dans les turbomachines, elles résultent généralement d'un ou plusieurs mécanismes. Cela peut inclure la fatigue, la fissuration assistée par l'environnement ou par corrosion sous contrainte, la rupture par fluage, l'érosion et les dommages causés par des objets étrangers.

Dans de nombreux cas, les niveaux de contrainte résiduelle présents dans le composant jouent un rôle important soit en prolongeant la durée de vie avec des contraintes résiduelles favorables, soit en la diminuant avec des contraintes défavorables.

Étant donné que des contraintes résiduelles sont introduites dans pratiquement toutes les étapes des processus d'usinage et de fabrication des turbomachines, leurs effets doivent être pris en compte,

compris et gérés pour maximiser la durée de vie et les performances des composants.

En contrôlant ou en introduisant des contraintes résiduelles techniques, les pannes prématurées peuvent souvent être atténuées et la durée de vie des composants prolongée. Une mesure quantitative précise de la contrainte résiduelle dans les composants est nécessaire pour atteindre cet objectif.

Mesure de la contrainte résiduelle sur une aube de turbine via la technique de

diffraction des rayons X

Fissuration par corrosion La fissuration par corrosion sous contrainte (SCC), également connue sous le nom de fissuration assistée par l'environnement, est parfois caractérisée comme une oxydation aux limites de grains assistée par contrainte (stress-assisted, grain-boundary oxidization SAGBO) dans les applications à haute température. C'est une source majeure de défaillances potentielles dans l'industrie de l'énergie, ainsi que dans les industries de transformation, les usines de pâte à papier, les cuves de stockage et même les structures d'aéronefs.

Figure 1: Une synergie est nécessaire pour que la fissuration par corrosion

sous contrainte se produise

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La contrainte de traction soutenue (résultant de la superposition des contraintes résiduelles et appliquées) au-dessus du seuil SCC d'un matériau est la composante principale du triangle de fissuration par corrosion sous contrainte (figure 1).

D'autres facteurs sont un matériau sensible et un environnement légèrement corrosif. Le SCC est caractérisé par une corrosion intergranulaire sélective par laquelle de multiples fissures commencent et se propagent finalement.

La solution la plus évidente à SCC est de changer l'environnement. Cependant, cela est rarement possible. L'ajout d'un revêtement peut, en principe, rompre la synergie SCC en séquestrant le matériau de son environnement. Mais c'est souvent peu pratique ou seulement une solution à court terme si le revêtement s'use ou se dégrade avec le temps.

Une autre approche consiste à changer le matériau en un matériau moins sensible au SCC. Cela peut être coûteux ou irréalisable. Le soulagement des contraintes thermiques peut être utilisé pour aider à réduire l'amplitude des contraintes résiduelles de traction à des niveaux inférieurs au seuil de SCC.

Cependant, si le chauffage atteint la température de recuit, comme cela serait nécessaire pour soulager efficacement les contraintes du composant, le traitement thermique lui-même peut affecter négativement les propriétés mécaniques du matériau souhaité. Le traitement thermique n'est donc qu'une solution partielle dans de nombreux cas.

Souvent, la seule solution efficace au problème du SCC est l'introduction de contraintes résiduelles de compression. Diverses méthodologies de gestion des contraintes peuvent être utilisées pour appliquer des contraintes résiduelles de compression dans un composant.

Cela peut inclure le grenaillage, le laminage, l'expansion et leurs variantes. Certains sont généralement appliqués au moment de la fabrication (par exemple, grenaillage, grenaillage au laser (LSP), grenaillage par cavitation et laminage).

D'autres peuvent être appliqués sur le terrain sur des composants déjà en service (par exemple, traitement par impact ultrasonique (ultrasonic impact treatment UIT), grenaillage de clapet et expansion à froid à manchon fendu (Cx). La synergie SCC peut être rompue si les contraintes résiduelles de compression exercées sont

suffisantes pour surmonter les contraintes appliquées en service soutenues et maintenir l’ampleur totale de la contrainte sous le seuil du SCC.

Des méthodes de mesure quantitative des contraintes résiduelles, y compris la diffraction des rayons X (x-ray diffraction XRD), peuvent être utilisées pour caractériser l'état de contrainte des composants susceptibles d'être sensibles au SCC avant ou après leur mise en service.

Cela permet de vérifier qu'une contrainte résiduelle de compression d'une amplitude suffisante a été installée (une contrainte qui surmonte toute contrainte appliquée en service de sorte que le niveau de contrainte résiduelle totale reste en dessous du seuil de SCC).

Figure 2: Contraintes résiduelles par rapport aux profils de profondeur pour

l'acier Ck45 rectifié et grenaillé

Prenons le cas de l'acier Ck45 rectifié et grenaillé (Figure 2). Des mesures de contraintes résiduelles par XRD ont été utilisées pour comparer les effets du meulage et du grenaillage sur la surface et l'état de contrainte résiduelle sous la surface d'un composant avant sa mise en service. Cela indique que la contrainte résiduelle du composant est devenue plus compressive après avoir été grenaillée.

Fatigue Lorsque les composants de turbomachines subissent une charge cyclique, ils peuvent devenir sensibles à la fatigue à cycle élevé (high-cycle fatigue HCF) ou à la fatigue à cycle bas (low-cycle fatigue LCF). En cas de défaillance du LCF, la contrainte en service dépasse la limite élastique cyclique du matériau.

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Le LCF est caractérisé par des dommages de fatigue cumulatifs associés à une défaillance survenant dans la plage de 104 à 105 cycles et de multiples fissures dans les zones fortement sollicitées. Les contraintes résiduelles peuvent évoluer avec les dommages de fatigue cumulatifs et peuvent être surveillées périodiquement à des intervalles d'inspection prédéfinis pour aider à évaluer l'état des composants.Il a été démontré que la durée de vie du LCF est sensible aux changements de contrainte résiduelle. Une différence de 5% à 10% de stress peut entraîner une différence de 50% dans la durée de vie. Ainsi, les erreurs de représentation de la contrainte totale ont un effet profond sur la vie si la contrainte résiduelle n'est pas prise en compte.

Les durées de vie plus longues en fatigue, comme dans le cas de l'HCF, les défaillances commencent généralement à des sites précis de concentration de contraintes avec des fissures se propageant à partir d'une seule initiation. Les contraintes résiduelles restent constantes jusqu'à près de la fin de vie d'un composant; ainsi, une compréhension de l'état de contrainte résiduelle au début de la vie est essentielle.

La manière dont les contraintes résiduelles de surface et près de la surface ont eu un impact sur la résistance à la fatigue souligne l'importance d'étudier les traitements de surface et les procédés de fabrication. Si des estimations fiables de la durée de vie en fatigue doivent être faites (par exemple, via des prédictions de mécanique de la rupture), il est nécessaire de caractériser avec précision les champs de contraintes résiduelles.

La durée de vie en fatigue peut être prolongée et les défaillances atténuées par l'introduction de contraintes résiduelles techniques via une variété de processus, y compris Cx, LSP, grenaillage, grenaillage par cavitation, brunissage et UIT (Figure 3).

Figure 3: Courbes SN de fatigue en flexion pour l'acier Ck45 testé en eau de mer. Cela illustre l'effet positif du grenaillage sur la résistance à la fatigue

Ces traitements doivent être optimisés pour une application spécifique afin de maximiser leur efficacité. En obtenant des informations précises sur les spectres de chargement en service, les propriétés des matériaux, la géométrie des composants et les champs de contraintes résiduelles, il est possible de faire une évaluation de la durée de vie et des prévisions mécaniques de rupture plus fiables.

L'érosion et le fluage doivent également être pris en compte. L'interaction de liquides ou de particules dans le trajet du gaz des turbomachines peut entraîner l'érosion de certains composants. La perte de matière due aux impacts érosifs peut se traduire par une perte de section transversale, la formation de fosses et éventuellement la formation de micro-fissures à la surface.

En combinaison avec un chargement cyclique, les concentrations de contraintes au niveau d'un fond de fissure peuvent fournir une énergie suffisante pour que les fissures de fatigue s'initient et se propagent. Les aubes de turbine à vapeur qui fonctionnent à des températures relativement élevées peuvent être particulièrement sensibles à l'érosion résultant de l'exfoliation des écailles des tubes dans le système ou de l'érosion par gouttelettes liquides.

La compréhension et la gestion des contraintes résiduelles aux endroits sensibles, tels que le bord d'attaque d'une pale, peuvent aider à retarder ou à atténuer le déclenchement de fissures de fatigue là où des dommages par érosion sont présents et vraisemblablement inévitables.

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En augmentant la profondeur effective des contraintes résiduelles de compression à ces emplacements, la tolérance aux dommages peut être améliorée. Dans de tels cas, une contrainte résiduelle technique plus profonde peut être nécessaire à mesure que la perte de matière admissible augmente. Cependant, le grenaillage conventionnel seul peut être insuffisant, et des couches compressives plus profondes peuvent devoir être introduites via LSP ou UIT.

Fluage Le fluage est la tendance d'un matériau solide à se déplacer lentement ou à se déformer de façon permanente sous l'influence de contraintes mécaniques persistantes. Ce processus peut être accéléré avec l'augmentation de la température. Au fil du temps, le fluage peut entraîner une fracture par rupture par fluage.

Des contraintes résiduelles de compression élevées avant les extrémités des fissures retardent le début de la fissure de fluage et augmentent la durée de vie de l'initiation du fluage. Inversement, des contraintes résiduelles de traction élevées dues à des processus de fabrication non gérés peuvent favoriser l'initiation de fissures par fluage et réduire le temps d'initiation de la fissure.

Les contraintes résiduelles ont peu ou pas d'effet sur les taux de croissance des fissures de fluage. Par conséquent, les contraintes résiduelles de surface et près de la surface sont les plus critiques lorsque des contraintes résiduelles techniques sont introduites pour empêcher ou retarder leur déclenchement.

Etant donné que les processus de contrainte de compression plus profonds, tels que LSP ou UIT, ne confèrent pas la contrainte résiduelle de compression la plus élevée à la surface, un processus de double grenaillage peut être souhaité pour deux raisons.

Il fournit les contraintes de compression maximales à la surface et à proximité, ainsi qu'une compression plus profonde. Les traitements de double grenaillage peuvent être optimisés et leurs effets maximisés en mesurant la contrainte résiduelle après les processus.

Une fois que les champs de contraintes résiduelles optimales ont été établis et formellement définis, ils peuvent être surveillés et audités au fil du temps pour confirmer que les composants ont été correctement traités par un fournisseur donné.

La méthodologie de mesure choisie doit être précise, quantitative et adaptée aux contraintes résiduelles de

surface, près de la surface et sous la surface pour tenir compte à la fois des considérations d'initiation et de propagation de fissures dans la modélisation et l'analyse de la durée de vie.

—James Pineault est directeur de laboratoire chez Proto Manufacturing à Oldcastle, en Ontario, une entreprise spécialisée dans les équipements XRD

et les services de mesure. Pour plus d'informations, visitez protoXRD.com.

Lancement de la première démonstration mondiale d'alimentation en énergie intégrée à l'hydrogène

Un consortium d'entreprises, d'instituts de recherche et d'universités européens a lancé la première démonstration au monde d'un projet power-to-hydrogène-to-power entièrement intégré, à l'échelle industrielle et dans une application de centrale électrique réelle.

Le projet de quatre ans de démonstration d'HYFLEXPOWER, qui a atteint un niveau de préparation technologique de 7, permettra de convertir une centrale de production combinée de chaleur et d'électricité (CHP) de 12 MWe sur le site industriel de Smurfit Kappa pulp-and-paper d'Engie Solutions à Saillat-sur -Vienne, en France, pour faire la démonstration de l'ensemble du cycle power-to-hydrogène-to-power.

Comme Engie l'a expliqué à POWER le 2 juin, l'installation de cogénération installée en 2007 utilise actuellement du gaz naturel du réseau français via une turbine à gaz SGT-400 de Siemens Gas and Power et une chaudière de récupération pour produire de l'électricité, qui est vendue à EDF sous un tarif d'achat réglementé. Elle produit également de la vapeur, qui est utilisée par la papeterie Smurfit Kappa pour sécher la pâte issue du recyclage des vieux papiers afin de fabriquer du nouveau papier pour carton.

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Site industriel Smurfit Kappa pulp-and-paper d'Engie Solutions à Saillat-sur-Vienne, France. Gracieuseté: Engie

Une collaboration remarquable Siemens Gas and Power, qui jouera le rôle crucial de coordinateur de projet pour le pilote HYFLEXPOWER, fournira un système d'électrolyseur pour produire de l'hydrogène à partir de l'énergie renouvelable excédentaire dans la région. Bien qu'une partie de cet hydrogène puisse être utilisée pour le stockage, Siemens modernisera également la turbine à gaz industrielle SGT-400 existante de la centrale de cogénération, pour brûler une variété de mélanges de gaz naturel et d'hydrogène pour la production d'électricité, en travaillant à augmenter progressivement le volume d'hydrogène du carburant à au moins 80%, et éventuellement à 100%. Engie, quant à lui, construira l'installation de production et de stockage d'hydrogène, y compris la station de mélange de gaz naturel et d'hydrogène.

L'Union européenne (UE) fournira 10,5 millions d'euros (11,7 millions de dollars) du budget total du projet de 15,2 millions d'euros (16,9 millions de dollars) via son programme-cadre Horizon 2020, et les divers partenaires du consortium fourniront le reste. Alors que Siemens et Engie recevront l'essentiel du financement de l'UE, les autres principaux bénéficiaires sont la société britannique Centrax, qui améliorera le package pour l'exploitation à l'hydrogène et installera la nouvelle turbine.

HYFLEXPOWER cherche à prouver que l'hydrogène peut être produit et

stocké à partir d'électricité renouvelable, puis ajouté jusqu'à 100% au gaz naturel actuellement utilisé avec les centrales combinées de chaleur et

d'électricité. Gracieuseté: Siemens

Le centre aérospatial allemand (DLR) se coordonnera entre-temps avec l'University College London, l'Université de Duisburg-Essen en Allemagne et l'Université de Lund en Suède pour soutenir le développement de la technologie des turbines à hydrogène. Comme notamment, l'Université technique

nationale d'Athènes effectuera des évaluations économiques, environnementales et sociales du concept, et le cabinet de conseil en projets français Arttic soutiendra les activités opérationnelles de gestion de projet et de communication.

Lorsque le projet s'achèvera comme prévu le 30 avril 2024, il cherchera principalement à réaliser « un fonctionnement à pleine charge et une production de 12 MW d'énergie électrique avec des mélanges de carburants à forte teneur en hydrogène d'au moins 80% jusqu'à 100% en volume d'hydrogène ». Les participants ont également déclaré que les tests démontreraient que « les limites d'émission de l'UE pour de telles installations peuvent être non seulement respectées, mais également réduites ». Enfin, le développement d'une évaluation économique pour cette démonstration de centrale Power-to-H2-to-Power sera mené pour montrer les avantages économiques de cette application.

Pour atteindre les objectifs ambitieux, le projet sera échelonné. Selon Siemens, les participants entreprendront immédiatement de finaliser les contrats et de lancer le développement de l'ingénierie. En 2021, HYFLEXPOWER travaillera ensuite sur le montage des installations de production, de stockage et de fourniture d'hydrogène sur le site pilote de démonstration. Les travaux d'installation de la turbine à gaz pour les mélanges de gaz naturel et d'hydrogène commenceront en 2022, puis le projet visera à démontrer un concept avancé d'usine pilote. D'ici 2023, les participants prévoient de commencer la démonstration pilote avec jusqu'à 100% d'hydrogène.

Un saut pour le Power-to-X-to-Power En cas de succès, le principal atout de la démonstration montrera -peut-être- que l'hydrogène joue un rôle dans le stockage d'énergie à long terme sur un réseau fortement renouvelable. « Le stockage chimique semble être la technologie de stockage d'énergie à long terme la plus prometteuse », ont déclaré les participants. « Parmi les technologies de stockage chimique, l'hydrogène devrait dominer, car il peut être produit par électrolyse de l'eau en utilisant l'excès d'énergie provenant [de sources d'énergie renouvelables], facilement compressé et stocké, et finalement réélectrifié à l'aide de turbines à gaz ».

Comme POWER l'a signalé, alors qu'il n'en était qu'à ses débuts, le power-to-gas offre une approche prometteuse pour convertir l'énergie renouvelable en hydrogène et méthane ‘’verts’’, fournissant au secteur des énergies

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renouvelables un éventail d'utilisations finales potentiellement lucratives. Le power-to-gas (parfois abrégé P2G ou PtG) décrit le processus de conversion d'énergie renouvelable en vecteurs d'énergie gazeux tels que l'hydrogène ou le méthane via l'électrolyse de l'eau -principalement l'électrolyse alcaline, l'électrolyse à membrane échangeuse de protons (PEM) et les cellules d'électrolyse à oxyde solide. L'hydrogène vert produit peut être utilisé dans une gamme de voies qui promettent de découpler la production renouvelable de la demande d'électricité-, ce qui permet d'éviter la réduction des excédents et fournit potentiellement au secteur un assortiment de nouvelles sources de revenus.

Au cours des deux dernières décennies, plus de 200 projets ont été mis en service pour convertir l'électricité et l'eau en hydrogène par électrolyse afin de réduire les émissions -des transports, de l'utilisation du gaz naturel et des secteurs industriels- ou pour soutenir l'intégration des énergies renouvelables dans le système énergétique, mais la plupart étaient des projets pilotes ou de démonstration de moins de 1 MW. Plus récemment, en raison des discussions accrues sur la place du P2G dans les futurs systèmes énergétiques et les progrès technologiques, plusieurs projets beaucoup plus grands et plus ambitieux sont en cours de planification.

Dans le même temps, les développeurs repensent le rôle de l'hydrogène dans la fourniture d'électricité au réseau. Alors que plusieurs projets d'hydrogène ont été construits ou prévus pour fournir de l'électricité au réseau au cours des deux dernières décennies, beaucoup impliquent la combustion d'hydrogène dans des turbines à gaz, bien qu'à faible volume et avec ce qu'on appelle ‘’l'hydrogène gris’’, qui provient de combustibles fossiles. De plus en plus de développeurs explorent désormais l'intégration de l'hydrogène vert pour la production d'électricité. Tous les grands fabricants de turbines à gaz, par exemple, développent actuellement des turbines à gaz qui pourraient brûler 100% d'hydrogène, à la fois pour les applications de pointe et de charge de base, comme alternative décarbonée au gaz naturel. D'autres projets de power-to-gas-to-power couvrent diverses applications, y compris pour les piles à combustible pour la cogénération, le chauffage industriel et les générateurs.

Depuis 2000, plusieurs projets ont été construits, sont en cours de

construction ou sont prévus qui utilisent de l'hydrogène pour alimenter le réseau avec une turbine à gaz ou une pile à combustible. Pour en savoir plus,

consultez l'infographie d'ensemble d'octobre 2019 de POWER: Hydrogen Power. Source: PUISSANCE

La valeur d'une démonstration intégrée Cependant, comme le Conseil de l'hydrogène -un organe consultatif international au niveau des PDG- l'a noté dans un rapport de janvier, alors que cela dépend fortement de la région, les coûts éventuels de l'hydrogène renouvelable en ce qui concerne les applications électriques sont importants. L'hydrogène renouvelable issu de l'électrolyse coûte aujourd'hui environ 6 $/kilogramme (kg). Mais depuis 2010, le coût de l'électrolyse a chuté d'environ 60% (entre 10 $/kg et 15 $/kg d'hydrogène à 4 $/kg), indique le rapport. Un exemple qu'il cite qui implique l'électrolyse éolienne en mer en Allemagne suggère que d'ici 2030, les coûts pourraient baisser encore de 60%.

Si les coûts de production et de distribution d'hydrogène continuent de baisser, d'ici 2030, les solutions d'hydrogène pourraient concurrencer d'autres alternatives à faible émission de carbone dans les turbines à hydrogène à cycle simple pour la puissance de pointe, les chaudières à hydrogène et le chauffage industriel, dit-il. Pourtant, le rapport conclut que l'hydrogène de base à faible teneur en carbone ne sera « pertinent que dans les régions limitées par le potentiel d'énergies renouvelables et les situations où des alternatives comme les combustibles fossiles avec CSC direct [captage et stockage du carbone] ou la biomasse (copeaux de bois ou biogaz) ne sont pas une option ». Dans de tels cas, note-t-il, « les entreprises pourraient importer de l'hydrogène et l'utiliser pour alimenter des turbines à hydrogène ».

Les coûts sont une considération majeure pour les participants d'HYFLEXPOWER. L'intégration complète de bout en bout du projet d'une centrale électrique renouvelable existante, d'un système d'électrolyse et d'une turbine à gaz à hydrogène à haut volume devrait

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jouer un rôle important pour réduire considérablement les coûts et minimiser les délais par rapport à un site vierge, notent-ils.

Pour Engie, la démonstration offre également de nouvelles opportunités dans un marché lucratif. Engie a déjà un certain nombre de projets opérationnels ou en projet pour soutenir le développement de l'hydrogène renouvelable pour les applications industrielles, dont un projet lancé en mars 2020 avec l'autorité organisatrice de la distribution d'électricité française Morbihan Énergies et le géant français de la fabrication de pneus Michelin. Ce projet, baptisé ‘’HYGO’’, officialise l'approvisionnement en hydrogène vert d'un site Michelin à Vannes, dans le nord-ouest de la France, pour son utilisation dans ses procédés de traitement thermique, ainsi qu'envisage une station publique de distribution d'hydrogène vert pour les voitures et les poids lourds, y compris pour l'approvisionnement à une borne de recharge pour véhicules publiques de l'usine Michelin. La démonstration HYFLEXPOWER, qui renforcera les efforts d'Engie pour développer l'hydrogène renouvelable à des fins industrielles, est ‘’l'avenir’’, a déclaré Pierre Hardouin, PDG d'Engie Solutions for Industries.

Centrax, quant à lui, l'examine du point de vue du développement technologique. «Notre objectif est que nos systèmes de production combinée de chaleur et d'électricité à turbine à gaz soient ‘’prêts pour l'hydrogène’’ afin de fournir à nos clients des solutions de production d'électricité à l'épreuve du futur », a déclaré Harry Trump, directeur du développement commercial de Centrax Ltd.

Pour Siemens, l'opportunité offre un effort global pour prouver la décarbonisation intersectorielle à l'aide de ses équipements. Comme Lisa Davis, PDG de Siemens Gas and Power, l'a noté dans un récent article, le couplage des secteurs via l'hydrogène vert est appelé à être un élément de base et une épine dorsale d'un avenir énergétique basé sur les énergies renouvelables.

« La conversion de l'électricité en hydrogène ou en combustibles synthétiques, la rendant ainsi stockable, transportable et utilisable pour toutes sortes de secteurs consommateurs d'énergie, améliore l'application de l'énergie verte dans tout le système », a-t-elle déclaré. « Les possibilités de son impact sur la transition énergétique nécessitent une action urgente dans la recherche, le développement et l'application du potentiel significatif de Power-to-X, libérant ainsi la valeur

économique et technologique qu'il offre à l'ensemble du système énergétique.

Approche modulaire de Siemens sur le marché émergent du Power-to-X Siemens, en particulier, semble aborder l'opportunité commerciale offerte par power-to-x grâce à une approche ‘’modulaire’’ qui implique des packages technologiques couvrant l'ensemble du processus d'application power-to-x.

Son paquet d'énergie renouvelable, par exemple, offre une alimentation en énergie renouvelable, y compris une connexion au réseau, ou une alimentation captive. L'ensemble H2 offre un électrolyseur, une compression d'hydrogène et un stockage intermédiaire, tandis que l'ensemble de réélectrification offre un stockage d'hydrogène à long terme, une turbine à gaz à hydrogène, un moteur alternatif, une pile à combustible ou un système de stockage d'énergie par batterie. Il propose également un package ‘’E-Fuel synthèse’’, comprenant une solution de capture du carbone des gaz de combustion, la compression et la synthèse de carburants comme le méthanol et l'ammoniac. Enfin, il propose un ensemble clé en main qui envisage l'entreprise comme étant l'entrepreneur en ingénierie, approvisionnement et construction (EPC) d'une centrale Power-to-X.

Cependant, des travaux sont toujours en cours pour affiner les composants spécifiques qui permettraient ces approches. La clé du package ‘’e-Hydrogen’’ de Siemens, par exemple, sont les compresseurs, qui compressent l'hydrogène pour le stockage ou le ravitaillement à des pressions pouvant atteindre 700 bars. La démonstration intégrée par la société d'un électrolyseur, qui proviendra probablement de sa famille de portefeuille de membranes échangeuses de protons (PEM) Silyzer, est tout aussi cruciale.

Les systèmes Silyzer ont déjà été largement adoptés par un assortiment de projets dans le monde entier. Le projet d'électrolyse PEM de 6 MW Energiepark Mainz en Allemagne, par exemple, utilise une technologie Silyzer de deuxième génération (trois unités Silyzer 200) pour convertir l'énergie excédentaire des parcs éoliens en hydrogène. Bien qu'il ait commencé à fonctionner en mai 2014, Energiepark Mainz est toujours l'un des plus grands projets power-to-x existants au monde. Bien que Siemens n'ait pas précisé la technologie d'électrolyseur qu'elle utilisera chez HYDROFLEXPOWER, la société a noté qu'elle a récemment déployé le Silyzer 300, un système destiné aux applications industrielles à grande

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échelle dans la ‘’gamme de mégawatts à deux chiffres’’. Ce modèle d'électrolyseur PEM peut produire jusqu'à 2000 kg/heure et a un rendement de l'usine de plus de 75%. cependant, la société a également noté qu'elle travaillait sur un modèle PEM dans la plage supérieure à 100 MW.

Le SILYZER 300 de Siemens est conçu pour minimiser les coûts

d'investissement globaux dans les installations d'électrolyse industrielles à grande échelle. Selon Siemens, un réseau complet de 24 modules peut exploiter 17,6 MW d'énergie renouvelable pour produire 340 kg/heure

d'hydrogène à une efficacité du système de 75% (à un pouvoir calorifique plus élevé). Gracieuseté: Siemens Gas and Power

En tandem, il mène des projets power-to-x bien plus importants. Un exemple notable est le projet d'hydrogène renouvelable de Murchison en Australie-Occidentale, un projet développé conjointement par Siemens et Hydrogen Renewables Australia (HRA) qui pourrait utiliser un électrolyseur Silyzer de Siemens pour convertir jusqu'à 5 GW d'énergie solaire et éolienne afin de produire de l'hydrogène pour l’injection du gaz par pipeline -et plus tard, pour exporter vers les marchés asiatiques gourmands en gaz, notamment le Japon et la Corée du Sud. En mai dernier, HRA a franchi une étape importante en signant un protocole d'accord (memorandum of understanding MoU) avec Australian Gas Infrastructure Group (AGIG), une société qui a déjà des projets d'hydrogène vert dans quatre États australiens. Le protocole d'accord vise à accélérer le développement de l'hydrogène en Australie et examinera également la faisabilité d'injecter de l'hydrogène dans le pipeline à partir du projet Murchison,

La quête d'une turbine à gaz décarbonée L’exploration par Siemens des systèmes permettant une ‘’réélectrification’’ efficace est particulièrement intéressante pour le secteur de l’électricité. Le package qu'il propose concerne essentiellement le stockage de grande capacité de l'énergie électrique produite et comprimée via le package e-Hydrogen, ainsi que la combustion dans des turbines à gaz (cycle simple et combiné), des moteurs ou des piles à combustible.

Dans le cadre du consortium HYFLEXPOWER, Siemens modernisera une

turbine à gaz industrielle SGT-400 existante pour générer de l'électricité et de l'énergie thermique avec de l'hydrogène stocké et fera la démonstration d'une

solution de puissance à H2 à échelle industrielle. Gracieuseté: Siemens

Il indique que le meilleur cas d'utilisation de l'énergie réélectrifiée à court terme peut être l'équilibrage du réseau, car l'électrolyse pourrait agir comme une ‘’unité d'équilibrage d'énergie négative rapide’’ en cas de surcharge du réseau à partir de sources d'énergie renouvelables (SER). De grandes surcapacités de SER existent déjà aujourd'hui, note-t-il. « Stocker le surplus d'énergie électrique de ces sources sous forme chimique peut devenir plus lucratif que de réduire la capacité des énergies renouvelables en période de pointe de production ».

Siemens n'est pas le seul à explorer un marché pour les options de réélectrification. Alors qu'HYFLEXPOWER sera la première démonstration intégrée de haut niveau, plusieurs de ses principaux concurrents dans le domaine des turbines à gaz, dont GE Power, Mitsubishi Hitachi Power Systems (MHPS) et Ansaldo Energia, ont réalisé des gains en créant des applications de niche pour leur turbines à haut volume d’hydrogène. En mars, MHPS a notamment remporté sa première commande d'une turbine à gaz avancée conçue pour passer à l'hydrogène renouvelable auprès de l'Intermountain Power Agency, société d'État de l'Utah. MHPS a déclaré à POWER qu'il prévoyait de faire la transition des turbines de la série J pour fonctionner à 100% d'hydrogène d'ici 2045.

Et si Ansaldo s'est associé en octobre 2019 au spécialiste de la capture de carbone Equinor pour valider une chambre de combustion pour turbine à gaz 100% hydrogène, la société italienne fait partie de plusieurs projets européens et internationaux de premier plan. Il s'agit notamment d'EncapCo, un projet visant à développer des chambres de combustion à prémélange pour une combustion riche en hydrogène; DECARBIT, qui développe des chambres de combustion de réchauffage à 100% d'hydrogène; et BigH2, qui étudie les fondamentaux des injecteurs de carburant.

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Comme Ansaldo, Siemens fait partie de l'association industrielle EUTurbines, un organisme qui s'est engagé en janvier 2019 à développer des turbines à gaz capables de fonctionner à 100% d'hydrogène d'ici 2030. Et comme avec GE Power, dont les turbines produisent de l'électricité à partir de divers mélanges d'hydrogène depuis des décennies, Siemens a déclaré que la plupart de ses turbines sont déjà capables d'hydrogène ‘’dans une large mesure’’.

De nombreux modèles de turbines à gaz de Siemens sont déjà compatibles

avec l'hydrogène, et certains sont déjà disponibles en tant qu'options à «haute teneur en hydrogène». Gracieuseté: Siemens

En tirant parti de l'expérience acquise depuis les années 1960 avec plus de 55 turbines à hydrogène dans le monde, Siemens a jusqu'à présent réalisé des progrès notables sur sa feuille de route ambitieuse visant à augmenter la capacité d'hydrogène de tous ses modèles de turbines à au moins 20% d'ici 2020, et 100% d'ici 2030. L'année dernière, par exemple, il a annoncé que toutes ses unités aérodérivatives équipées de systèmes humides à faibles émissions (basés sur la technologie des brûleurs à diffusion) atteignent déjà l'objectif de 2030 de 100% d'hydrogène.

Le projet HYFLEXPOWER cherchera à démontrer la capacité d'hydrogène à 100% de ses turbines industrielles équipées de la technologie sèche à faibles émissions (dry low emissions DLE), a déclaré Siemens à POWER. La turbine Siemens SGT-400 existante impliquée dans le projet HYFLEXPOWER est une petite turbine à gaz industrielle qui utilise la technologie de brûleur G30, une conception prouvée de prémélange à tourbillonnement radial qui permet la flexibilité du combustible et a démontré sa capacité à fonctionner sur jusqu'à 10% du volume de l'hydrogène, expliqua-t-il. Siemens prévoit maintenant de le faire passer à 100% d'hydrogène en améliorant sa technologie de combustion DLE grâce à un programme de recherche et développement sur sa technologie de brûleur.

« Siemens Gas and Power veut être le moteur de la décarbonisation des systèmes énergétiques dans le monde entier », a déclaré Karim Amin, PDG de la division Production de Siemens Gas and Power. « Notre objectif est de rendre nos turbines à gaz utilisables à 100% d'hydrogène. Avec cela, nos turbines à gaz peuvent être la ‘’technologie de choix’’ pour nos clients pour compléter l'intermittence des énergies renouvelables et garantir un approvisionnement énergétique sûr dans le monde décarboné du futur », a déclaré Amin.

—Sonal Patel est rédacteur en chef adjoint de POWER

L'usine de cogénération de Berlin promet une efficacité énergétique de 92%

Vattenfall Wärme Berlin AG a mis en service la centrale de production combinée de chaleur et d'électricité (combined heat and power CHP) de Berlin-Marzahn, qui a été construite par Siemens Gas and Power en tant que maître d’ouvrage. Le cœur de la centrale est une turbine à gaz fabriquée dans l'usine Siemens de Berlin-Moabit. La nouvelle centrale combinée de chaleur et d'électricité utilise la cogénération et fournit non seulement de l'électricité à environ un million d'habitants, mais peut également approvisionner environ 150000 foyers berlinois en chauffage urbain respectueux de l'environnement. Avec la centrale au gaz de Klingenberg, elle constituera l'épine dorsale de l'approvisionnement en chauffage urbain dans la partie Est de Berlin avec un total de 450000 foyers. La centrale de Marzahn a une capacité électrique d'environ 260 mégawatts (MW), une capacité thermique d'environ 230 MW et un rendement énergétique maximal de 92%.

« Normalement, nous livrons nos turbines à gaz dans le monde entier. Nous sommes heureux de pouvoir mettre en service une turbine à gaz de Berlin pour Berlin », a déclaré Jochen Eickholt, membre du conseil d'administration de Siemens Energy. « Siemens Energy est également chez lui ici à Berlin et nous sommes un employeur important ici. Avec la nouvelle centrale combinée de chaleur et d'électricité, près d'un quart de million de tonnes de CO2 sont évitées chaque année, ce qui correspond aux émissions typiques d'environ 125000 voitures. C'est ainsi que nous accompagnons la capitale dans sa voie individuelle vers la neutralité climatique ».

« Avec la mise en service symbolique de la centrale de Marzahn, nous avons fait un grand pas en avant vers la réalisation des objectifs de Paris en matière de protection du climat d'ici 2030 avec la ville de Berlin », a

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expliqué Tanja Wielgoß, PDG de Vattenfall Wärme Berlin AG. « Au même temps, une centrale de cogénération comme celle de Marzahn peut jouer un rôle important dans la stratégie de l'hydrogène actuellement vivement débattue pour l'Allemagne. La vérité ici, cependant, est qu'il reste encore beaucoup de recherche et de développement à faire pour que cette technologie soit réellement pérenne pour le chauffage et l'alimentation électrique ».

—Par le personnel et les contributeurs de TMI

L'initiative de stockage d'énergie de Siemens cible les batteries ainsi que les technologies de stockage mécanique

Siemens Energy a lancé l'initiative ‘Future of Storage’ dans le but de créer des systèmes de stockage d'énergie efficaces pour compenser l'apport fluctuant des énergies renouvelables et stabiliser les réseaux. Une équipe d'experts est en cours de constitution et couvre toutes les technologies de stockage d'énergie disponibles, des batteries aux systèmes de stockage d'énergie thermique et thermo-mécanique.

« Nous voulons offrir à chaque client la solution de stockage d'énergie optimale qui répond le mieux à ses besoins », a expliqué Anette Ossege-Schaffrath, qui dirige l'équipe de Siemens Energy. « Pour ce faire, nous devons avoir accès à un large portefeuille de technologies de stockage ».

Début juin, Siemens Energy a conclu un partenariat à long terme avec l'entreprise technologique norvégienne EnergyNest. La start-up est un fournisseur de systèmes de stockage d'énergie thermique. L'objectif de ce partenariat est de proposer conjointement des systèmes de stockage d'énergie thermique modulaires et standardisés pour les clients industriels. EnergyNest a développé une batterie thermique qui peut être chargée d'énergie renouvelable ou de chaleur résiduelle et peut décharger de la vapeur entièrement renouvelable directement dans les usines des clients en cas de besoin. Cela réduit la demande de chaleur produite par des fossiles et augmente en même temps la flexibilité des plantes.

L'objectif final du projet de deux ans est de créer un processus de conception inverse pour optimiser la conception d'un composant d'aube de turbine à gaz et réduire la durée du cycle de conception. À l'avenir, le cadre sera également étendu à d'autres applications

telles que les turbines d'aviation, les moteurs aérodérivatifs, les éoliennes et les turbines hydrauliques.

—Par le personnel et les contributeurs de TMI

Stratégies de réduction des coûts pour la production d'électricité

Le ressourcement des centrales électriques en fonction de leurs besoins et de leur utilisation peut générer de grosses économies.

En un coup d'oeil Les propriétaires de centrales électriques doivent réduire les coûts en réponse au ralentissement de la croissance de la charge, à la montée des énergies renouvelables et aux changements dans la compétitivité du charbon par rapport au gaz. Les centrales de charge de base doivent rester entièrement dotées de ressources pour garantir un approvisionnement fiable et à faible coût en électricité. Mais à mesure que les missions des autres centrales changent, elles peuvent être gérées de manière plus économique. Historiquement, les directeurs des centrales et les ingénieurs optimisent la sécurité et la fiabilité. Les dirigeants devront peut-être créer de nouvelles incitations pour tenir compte également des coûts.

Réduire les coûts est toujours douloureux, d'autant plus quand il faut changer la façon dont les employés perçoivent le travail. Dans la production d'électricité, les cadres et les travailleurs de première ligne optimisent pour assurer la sécurité et la fiabilité de l'alimentation électrique. Cette mission, bien entendu, ne peut et ne doit pas changer.

Néanmoins, les entreprises de production d'électricité peuvent réaliser des économies en modifiant activement les opérations des centrales et leurs fonctions de support (y compris les services techniques, l'ingénierie et la planification des pannes) à mesure que les opérations de leurs unités changent. Les centrales qui remplissent des missions de base, par exemple, doivent rester pleinement dotées en personnel et en ressources. Cependant, certaines usines semi-base et de pointe peuvent être dotées de personnel et de ressources différentes, tout en remplissant leurs missions. Le défi pour les dirigeants des services publics est de comprendre quand les missions des centrales électriques changent et d'ajuster la dotation en personnel, l'entretien, les investissements en capital et les systèmes de soutien pour refléter ces nouvelles missions. Par exemple, certaines centrales au charbon

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qui avaient autrefois fonctionné en tant qu'actifs de base pourraient désormais fonctionner uniquement en été et en hiver et pendant les pannes d'électricité d'origine nucléaire, avec de nouvelles implications sur la manière de les gérer.

Le besoin de réduire les coûts est urgent et aigu. L'analyse de Bain & Company indique qu'au cours des cinq prochaines années, les services publics nord-américains devront réduire leurs dépenses de plus de 15 milliards de dollars, soit environ 20% de leurs coûts d'exploitation et d'entretien, pour maintenir leurs engagements en matière de bénéfices compte tenu des attentes de faible croissance de la charge.

Et les responsables de la production d'électricité devront faire leur part. Les charges d'électricité ont baissés et les sources de production à faible coût (gaz, éolien et solaire) prennent des parts de marché, augmentant la pression sur les coûts de gros de l'électricité. Par exemple, dans la région PJM du Nord-Est des États-Unis, plus de 22 gigawatts (GW) de nouvelles unités de gaz à cycle combiné devraient être mis en service d'ici le début des années 2020, juste au-dessus de formations de schiste à faible coût. Dans la région d'Ercot (Electric Reliability Council of Texas), l’éolien a fait baisser les prix de compensation du marché, tandis que les marchés de la côte ouest voient de l'énergie solaire de gros inférieure à 30 $ par mégawattheure (MWh). Partout en Europe, les énergies renouvelables exercent une pression sur les prix de gros de l'électricité, qui devraient rester entre 34 et 38 € par MWh au cours des trois prochaines années. Cela a contraint les services publics à fermer 37 GW de capacité de production de charbon et de pétrole entre 2008 et 2016. Une étude de Carbon Tracker estime que la moitié des 619 centrales au charbon existantes de l'Union européenne perdent encore de l'argent. À la lumière de tout cela, les principaux dirigeants de la production d'électricité devront réévaluer leurs missions d'usine, y compris la possibilité de fermer les installations.

Les services publics de premier ordre réagissent, prenant plus de 5% de leurs coûts d'exploitation et de maintenance hors combustibles chaque année en se concentrant sur la transformation des coûts (voir la figure 1). Dans la production d'électricité, clarifier la mission de chaque centrale, cette année et au-delà, est une première étape cruciale. Cela permet aux équipes de réfléchir de manière nouvelle à l'équilibre entre le coût et la fiabilité requise, notamment en déployant des interruptions de service en temps réel, des modèles de dotation saisonniers et différentes approches auprès des

sous-traitants. Réfléchir de manière proactive aux missions de l'usine peut également créer des opportunités de suspendre ou d'arrêter les opérations dans les usines qui peuvent ne plus être nécessaires. Sur le long terme, ces services publics intègrent une culture d'amélioration de la productivité qui comprend l'ajustement des incitations pour tout le monde dans l'organisation à mettre davantage l'accent sur les coûts, tout en conservant la primauté de la sécurité.

Faites correspondre la mission Une transformation vers une réduction des coûts durable et continue commence par la compréhension du rôle ou de la mission appropriée pour chaque actif de production du portefeuille. Les compagnies d'électricité segmentent souvent leurs centrales en fonction de leurs caractéristiques d'exploitation traditionnelles avec des centrales de base, semi-base ou saisonnières et des centrales de pointe. En adoptant une approche plus granulaire, les responsables de la production peuvent mieux comprendre les coûts et les opportunités associés à chaque usine. En clarifiant la mission, ils peuvent optimiser non seulement la sécurité et la fiabilité, mais aussi le coût (voir la figure 2).

Les centrales ayant une mission de charge de base doivent continuer à fonctionner à plein régime pour garantir un approvisionnement fiable et à faible coût en électricité. Cependant, les compagnies d'électricité ont plus de latitude avec des centrales qui ne sont pas toujours utilisées, en particulier celles qui présentent les

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caractéristiques de la charge de base traditionnelle (longues périodes de démarrage, fonctionnement le plus efficace presque à pleine capacité, coûts fixes plus élevés) et dont l'exploitation devient moins économique. en raison de facteurs de marché (centrales au charbon aux États-Unis, centrales au gaz et au charbon en Europe) et fonctionnent donc moins fréquemment. L'harmonisation des ressources avec la mission de chaque usine pourrait permettre à certaines usines intermédiaires et de pointe de fonctionner avec des effectifs réduits pendant quelques heures ou quelques jours, ou dans certaines zones de l'usine. Dans certains cas, ils peuvent choisir de doter les usines de personnel uniquement pendant les saisons de forte demande. Et comme ces centrales ne sont pas utilisées en permanence, leurs gestionnaires pourraient être en mesure de réduire les coûts en comptant sur le personnel plutôt que sur les sous-traitant pour effectuer des interruptions ou d'autres travaux d'entretien périodique, même si ceux-ci peuvent prendre plus de temps.

Pour mettre ce plan en action, les dirigeants doivent avoir une vision claire de l'avenir.

o Commencez par optimiser le portefeuille. Déterminez la mission de chaque centrale, en fonction des futures attentes d'exploitation, et ajoutez ou supprimez des centrales du portefeuille. Une évaluation factuelle peut mettre en évidence la nécessité de fermer certaines centrales.

o Définissez les attentes en matière de coûts dans les centrales, et modifiez le travail de celles qui restent. Les objectifs de coût et les cibles varieront en fonction de la mission. Commencez par des benchmarks internes et externes pour fixer des objectifs de coûts pour chaque centrale. L'analyse comparative permet d'identifier celles qui ont le plus de potentiel de réduction des coûts. Il est essentiel de travailler en étroite collaboration avec les gestionnaires d’unités pour développer des plans spécifiques concernant où et comment réduire les coûts, et comment cela affectera la maintenance et les opérations quotidiennes. Supprimez le travail de faible valeur et déplacez les ressources pour améliorer les processus sur le travail restant.

o Dans toute la flotte, associez le soutien aux missions de la centrale. À mesure que le parc évolue, revoir les structures de gestion, les coûts des fournisseurs, le soutien hors site et le partage des ressources et des tâches, y compris les tâches de maintenance de niveau deux (celles nécessitant des compétences modérées). Ces anciens systèmes de soutien sont

souvent à la traîne par rapport au rythme de changement de la flotte elle-même, ce qui crée des inefficacités. Par exemple, dans un marché de gros concurrentiel, une compagnie d'électricité a pu réduire son personnel d'ingénierie central à mesure que la durée de fonctionnement du parc de charbon diminuait.

Éléments essentiels de la transformation des coûts Toute transformation réussie doit travailler avec, et non contre, le grain de la culture organisationnelle et recevoir le soutien de premier plan de la haute direction. Les dirigeants doivent plaider de manière convaincante l'urgence et la légitimité des réductions de coûts, et les travailleurs de première ligne doivent adopter un état d'esprit de réduction continue des coûts, une partie permanente des processus de planification et d'exécution.

o Présentez clairement le changement. Les efforts de réduction des coûts sont plus efficaces lorsque tout le monde obtient le mandat et que l'objectif est plus large que les bénéfices du prochain trimestre. Pour faire valoir ses arguments auprès de toutes les parties prenantes -régulateurs, autorités locales, effectifs syndicaux- les responsables de la production d'électricité devront exprimer l'urgence et la criticité. Pour de nombreuses entreprises, la réduction des coûts est une proposition qui va de soi.

o Alignez les incitations aux nouvelles missions. Les équipes et les individus ont historiquement été mesurés sur la fiabilité et la sécurité des usines. Une approche équilibrée prend également en compte les opportunités d'optimisation des coûts et de la flexibilité des usines, en particulier pour celles nécessitant des réductions de coûts importantes pour atteindre le seuil de rentabilité.

o Obtenez des résultats rapidement. L'élan est le plus fort au début de tout effort. Tirez parti de cette énergie pour démontrer votre succès tout en initiant des changements à plus long terme qui exploitent des pools plus importants d'économies de coûts profondément ancrées dans la structure de l'entreprise de production d'électricité.

o Identifiez et encouragez les agents de changement. Les sponsors qui peuvent inspirer un changement durable dans leurs domaines sont un élément essentiel d'une transformation. Cela est particulièrement vrai dans les effectifs syndicaux, où la co-création d'un portefeuille d'actifs à coût compétitif est essentielle pour garantir l'adhésion de leurs équipes. Dans une compagnie d'électricité, les agents du changement ont identifié plus de 60

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initiatives visant à réduire les coûts, tout en plaçant les arguments en faveur du changement avec leurs collègues.

La réduction des coûts n'est pas un exercice rapide, mais un programme ciblé peut produire des changements significatifs et durables en aussi peu que 6 à 12 mois. De tels programmes ont permis à certains opérateurs de réduire de plus de 5% leurs budgets d'exploitation et de maintenance. Les pressions sur les coûts dans l'industrie de la production étant susceptibles de se poursuivre, la transformation des coûts axée sur la mission est un outil que chaque dirigeant devrait avoir un plan à déployer.

—Grant Dougans est un directeur de Bain & Company à Chicago, et Arnaud Leroi et Jim Wininger sont associés respectivement dans les bureaux de Bain

à Paris et à Atlanta. Tous trois travaillent avec le cabinet Bain Global Energy and Natural Resources.

Hitachi absorbe ABB Power Grids dans une nouvelle coentreprise de 10 milliards de dollars

Le 1er juillet, Hitachi a obtenu une part majoritaire de l'activité lucrative Power Grids d'ABB et a officiellement lancé une coentreprise: Hitachi ABB Power Grids. La nouvelle société, qui dispose déjà d'un volume d'environ 10 milliards de dollars, devrait fournir une puissance financière pour soutenir des projets ambitieux et de nouvelles opportunités commerciales alors que le secteur adopte la décentralisation et la numérisation.

Le conglomérat technologique japonais Hitachi détient une participation de 80,1% (6,85 milliards de dollars) dans Hitachi ABB Power Grids, tandis qu'ABB, basé à Zurich, détiendra les 19,9% restants. ABB détient également une option prédéfinie pour quitter la participation conservée de 19,9% trois ans après la clôture, et il est probable qu'elle sera rachetée par Hitachi, qui a annoncé qu'elle envisagerait d'acquérir la part d'ABB pour en faire une filiale à 100% après 2023. .

Mais pour l'instant, Hitachi ABB Power Grids aura son siège en Suisse et emploiera environ 36000 personnes dans 90 pays. Elle sera présidé par Toshikazu Nishino, vice-président exécutif d'Hitachi, et Claudio Facchin d'ABB en sera le PDG. Dans un communiqué de presse du 1er juillet, la nouvelle société a également déclaré que « l'équipe de direction actuelle assurera la continuité des activités ».

Un focus élargi pour les réseaux électriques Le lancement officiel de la coentreprise est prévu depuis 18 mois, et il a été accompli malgré les activités bloquées

en raison du COVID-19. Alors qu'Hitachi et ABB ont annoncé pour la première fois qu'Hitachi acquerrait la participation majoritaire dans Power Grids d'ABB dans le cadre d'un accord de 11 milliards de dollars en décembre 2018, les entreprises attendaient les approbations réglementaires, comme celles de la Commission européenne (CE).

Le bras exécutif de l'Union européenne (UE) a autorisé l'accord en vertu du règlement de l'UE sur les concentrations le 29 mai, estimant qu'il ne poserait aucun problème de concurrence car les activités d'Hitachi dans le réseau électrique sont limitées à une concentration géographique sur les marchés japonais et chinois. « En outre, les chevauchements horizontaux entre les activités des entreprises sont limités et les incréments des liens verticaux sont faibles », et un certain nombre d'acteurs puissants resteraient sur le marché après la fusion, a déclaré la CE.

Désormais finalisé, l'accord permet à Hitachi ABB Power Grids de prendre la tête des quatre principales activités de réseau d'ABB: Grid Automation; Intégration au réseau -y compris les systèmes à courant continu haute tension d'ABB et les semi-conducteurs de puissance ; Produits à haute tension, y compris les appareillages de commutation isolés au gaz; et les transformateurs. Il reprendra également la réputation de marque d'ABB dans le secteur de l'énergie, en particulier en ce qui concerne le développement, l'ingénierie, la fabrication et la vente de produits, systèmes, logiciels, services et projets.

Cependant, la nouvelle société tirera également parti du portefeuille de solutions numériques d'Hitachi, ce qui lui permettra de se développer davantage dans les services publics, la mobilité, les villes intelligentes et le stockage d'énergie, ainsi que dans l'Internet des objets industriel (IIOT).

Hitachi ABB Power Grids démarre ses activités avec un capital de 1,32 million de dollars, 100 sites de fabrication et 200 sites de vente. Hitachi pourrait en révéler davantage sur la situation financière de la nouvelle société en mars 2021. Selon les informations d'ABB sur les activités abandonnées depuis décembre 2018, l'activité Power Grids (ainsi que ses autres activités abandonnées) a rapporté 9 milliards de dollars à la fin de décembre, chiffre d'affaires total de 2019.

Hitachi, cependant, est optimiste quant aux perspectives élargies de la nouvelle société. « Le marché des réseaux électriques vaut environ 100 milliards de dollars

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américains en 2020 », a noté la société dans un communiqué de presse du 1er juillet. « Les marchés liés aux services publics numériques, tels que la maintenance prédictive, l'alimentation distribuée et l'optimisation des actifs, devraient connaître une forte croissance ».

Hitachi envisage de nouvelles perspectives dans le domaine de l'énergie Selon Nishino d'Hitachi, l'acquisition de l'activité Power Grids d'ABB est une évolution naturelle pour Hitachi. Bien que l'entreprise se soit lancée ces dernières années dans une approche prudente dans le secteur de l'énergie, elle a de plus en plus axé ses efforts sur une demande explosive de solutions de numérisation.

Plus tôt cette année, par exemple, Hitachi a annoncé qu'il se retirerait de Mitsubishi Hitachi Power Systems (MHPS), une coentreprise créée en 2014 avec un autre géant de l'équipement électrique, Mitsubishi Heavy Industries. Pendant ce temps, alors que le président et CEO de Hitachi Ltd., Toshiaki Higashihara, a décrit les principaux domaines d'activité de la société dans une visio-conférence fin mai, il a souligné que la numérisation du réseau et la promotion d'une consommation d'énergie efficace via les centres de données et les véhicules électriques seront un objectif majeur.

Higashihara a également souligné qu'Hitachi mise fortement sur la promotion de ses solutions, services et technologies numériques Lumada -et a suggéré que les entreprises pourraient bénéficier de cette acquisition. « Grâce à Hitachi ABB Power Grids, Hitachi renforce davantage la présence de Lumada sur le marché en incorporant des solutions énergétiques dans la plate-forme, permettant à l'entreprise de fournir des solutions numériques encore plus avancées aux clients d'Hitachi pour réaliser une société durable », a-t-il déclaré.

Enfin, la co-entreprise fournit également à Hitachi un nouveau ‘’modèle commercial mondial’’, qui s'accompagne d'un ‘’groupe diversifié de talents’’, a déclaré Higashihara.

La cession de Power Grids marque une nouvelle ère pour ABB Pour ABB, une entreprise pionnière des liaisons de transmission à courant continu haute tension (high-voltage direct current HVDC) en 1954, une succession de technologies connexes, y compris pour l'automatisation et l'intégration de réseaux, ainsi que des innovations dans les transformateurs, la cession de son

activité Power Grids marque ‘’un tournant important’’ de sa longue histoire.

Bien que Power Grids ait représenté pendant des années ‘’plus d'un quart du chiffre d'affaires d'ABB’’, la société a pris en 2018 la décision importante de s'éloigner des projets de transport d'énergie et d'infrastructure à grande échelle pour se concentrer sur un modèle commercial et une structure opérationnelle plus simplifiés, pour concentrer ses efforts pour rationaliser les activités principales et les aligner sur les opérations des clients.

Sa décision était en partie enracinée dans l'évolution des besoins des clients dans les secteurs des services publics et de l'industrie, a expliqué la société début 2019: « La base de clients des services publics se consolide et nous constatons une re-convergence de la production d'électricité et des réseaux électriques. L'augmentation de la taille des projets et les changements dans le modèle commercial des clients des services publics exigent également souvent que des fournisseurs comme ABB fournissent un accès au financement de projet ».

« Nous pensons qu'Hitachi est le meilleur propriétaire de Power Grids et de sa prochaine étape de développement, en s'appuyant sur les bases solides acquises sous la propriété précédente d'ABB », a déclaré Peter Voser, président du conseil d'administration d'ABB le 1er juillet. L'une des raisons pour lesquelles Hitachi a fait un partenaire idéal était parce qu'elle s'était engagée à fidéliser les employés de Power Grids et à conserver son siège social en Suisse, a noté ABB.

Depuis qu'ABB a annoncé son intention de céder Power Grids à Hitachi, la société a fait des progrès significatifs pour « devenir une organisation plus centrée sur le client et simplifiée », a déclaré Voser, même si elle a subi un coup financier. Selon le dernier rapport annuel de la société, les revenus des activités d'ABB ont chuté de 1,9 milliard de dollars en 2019, affectés par la ‘’réorganisation interne la plus étendue’’ depuis la création d'ABB à la suite de la fusion d'ASEA AB en Suède et de Brown Boveri AG en Suisse en 1988, disait-il. Mais à la fin de l'année dernière, la société avait établi un ‘’centre d'entreprise allégé’’ avec seulement quatre entreprises verticalement intégrées: l'électrification; L'automatisation industrielle; Mouvement et robotique; et l'automatisation discrète.

Alors que la société s'efforcera désormais d'augmenter la valeur de ces activités, la société utilisera également

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le produit net en espèces du désinvestissement pour un programme de rachat d'actions. Conformément au programme d'optimisation de la structure du capital d'ABB, il prévoit de restituer aux actionnaires un produit net en espèces de 7,6 à 7,8 milliards de dollars provenant de la vente de Power Grids. « ABB a initialement l'intention de lancer un programme de rachat d'actions de 10% du capital social émis de la société peu de temps après la publication de ses résultats financiers du deuxième trimestre 2020 », a-t-il déclaré.

La cession permet également à ABB de mieux se concentrer sur les clients industriels, a noté Björn Rosengren, PDG d'ABB. « En tirant parti de notre leadership technologique et de notre passion pour l'innovation, nous nous concentrerons désormais sur la création de valeur supérieure pour nos clients, employés et actionnaires », a-t-il déclaré.

« Nous y parviendrons en faisant évoluer notre modèle commercial décentralisé, en renforçant notre culture de gestion de la performance et en favorisant une gestion active de portefeuille ».

—Sonal Patel est rédacteur en chef adjoint de POWER

Calendrier des événements European Utility Week & POWERGEN Europe

Date/heure de l'événement

27-29 octobre 2020

Description Les sessions Hub gratuites explorent les innovations et les technologies qui contribuent à transformer le paysage énergétique, en présentant les projets, l'intelligence et les idées en solutions futures. Les sessions Hub offrent un format dynamique et des questions-réponses engageantes, permettant aux participants de réseauter dans un cadre thématique exclusif, directement sur le sol de l'exposition.

Emplacement Milan, Italie

Plus d’informations

https://www.enlit-europe.com/visiting/programme/hubs

African Utility Week et POWERGEN Africa

Date/heure de l'événement

24-26 novembre 2020

Description African Utility Week et POWERGEN Africa sont des partenaires de confiance alignés sur l'objectif de l'industrie d'améliorer l'accès à une électricité (et à l'eau) fiable et abordable sur le continent africain et dans un secteur qui a attiré 25 milliards USD rien qu'en 2017.

African Utility Week et POWERGEN Africa s'engagent à vous offrir une expérience unique et professionnelle dans la réalisation de vos objectifs commerciaux à travers le continent grâce à un partenariat avec eux.

Emplacement Le Cap, Afrique du Sud

Plus d’information

https://www.powerengineeringint.com/events/about-african-utility-week-and-powergen-africa-2020/

Powergen International

Date/heure de l'événement

08-10 décembre 2020

Description L'exposition et le sommet POWERGEN International

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servent de centre d'affaires et de réseautage pour 15000 producteurs d'électricité, services publics et fournisseurs de solutions engagés dans la production d'électricité. Cette expérience événementielle en face à face immersive et interactive est plus importante que jamais, car POWERGEN s'engage à fournir une plateforme pour discuter en profondeur des défis auxquels sont confrontés tous les acteurs de l'énergie et les aider à trouver un chemin entre la situation actuelle de l'industrie et la nouvelle émergence. et les grandes tendances le prendront.

Emplacement Orange County Convention Center Orlando, FL États-Unis

Plus d’informations

https://www.powergen.com/welcome

Référence www.powermag.com https://www.turbomachinerymag.com https://www.bain.com/ https://dieselgasturbine.com https://www.powerengineeringint.com/

La mission de la division veille est d’assurer la veille stratégique (technologique, normative, concurrentielle, economique ...) au sein de la société algérienne de production d'électricité, pour plus de détails, veuillez contacter la division veille.

Pensez à l'environnement. Imprimez ce document seulement si vous en avez vraiment besoin.

SPE - Juin 2020 -