Catégories
parts solar water heater

L’hydrogène peut être la principale ligne du métabolisme nucléaire – mais ce ne sera pas facile

Quatre fabricants nucléaires américains – Energy Port, Xcel Energy, Exelon et Arizona Public Service (APS) – progressent dans les projets visant à démontrer la production d’hydrogène dans les centrales nucléaires, mais la réduction de ces efforts pour attirer de nouveaux utilisateurs finaux et sources de revenus est toujours entravée par des obstacles, ont-ils déclaré. des représentants de la société lors d’une table ronde lors de la réunion annuelle virtuelle de l’American Nuclear Society (ANS) le 9 juin.

Energy Harbor, Xcel Energy et APS mènent un projet multiple pour développer et démontrer des hybrides d’hydrogène nucléaire et leurs applications commerciales. En septembre dernier, le consortium a collecté des fonds et un soutien technique auprès du programme de durabilité des réacteurs à eau légère du ministère de l’Énergie (DOE), ainsi que du programme Integrated Energy Systems Program (anciennement connu sous le nom de Nuclear Renewable Hybrid Energy Systems Program). Le Laboratoire national de l’Idaho (INL), un réservoir croissant pour les technologies de réacteurs nucléaires existantes et avancées, gère les deux programmes du DOE.

Cette année, les sociétés de services publics se lanceront dans un projet pilote de deux ans pour démontrer la production d’hydrogène à l’aide de l’électrolyse polymère à basse température (LTE) de 2 MWe à intégrer dans le port énergétique de 925 MWe (2817 MWth) de la centrale nucléaire de Davis-Besse, eau réacteur à pression (PWR) dans l’Ohio.

Pendant ce temps, Exelon a commencé à développer son propre projet d’hydrogène nucléaire de 7,2 millions de dollars, soutenu par un financement fédéral allant jusqu’à 3,6 millions de dollars du programme H2 @ Scale du DOE dans le cadre de l’Office de l’efficacité énergétique et des énergies renouvelables (EERE) et l’expertise technique de l’INL, du National Argon Laboratory et du National Renewable Energy Laboratory. La démonstration de trois ans, qui devrait commencer cette année, comprendra l’installation de dispositifs électrolytiques Nel Hydrogen PEM de 1 MW sur l’un des réacteurs à eau bouillante (BWR) d’Exelon Nuclear 14, vraisemblablement dans un marché organisé de l’électricité, pour démontrer la « production dynamique d’hydrogène ». de l’énergie nucléaire.

Cependant, alors que les projets Exelon et les projets de consortium sont développés dans le cadre d’initiatives transversales du DOE, les quatre services publics et leurs partenaires fédéraux partagent leur expertise dans le développement de projets hybrides nucléaires. Ils partagent également des objectifs communs, principalement parmi eux l’amélioration de l’économie nucléaire, qui a récemment été causée par la prolifération de sources d’énergie renouvelables bon marché et de gaz naturel.

S’ils étaient augmentés et reproduits avec succès, ils pourraient, par exemple, transformer des générateurs nucléaires en installations de stockage d’énergie chimique – augmentant ainsi leur flexibilité et leur participation aux services de réseau, y compris les réserves et la réglementation du réseau. En tant que producteurs d’hydrogène, les générateurs nucléaires pourraient cimenter de nouvelles sources de revenus et s’implanter dans des marchés d’hydrogène «verts» en croissance pour la synthèse chimique et des combustibles, la production d’acier, les engrais à base d’ammoniac et les transports.

Aujourd’hui, la principale application de l’hydrogène se trouve dans l’industrie du raffinage du pétrole et de l’ammoniac. D’autres applications émergentes comprennent les véhicules à pile à combustible, le raffinage des métaux et la production de gaz naturel synthétique. Source: DOE H2 @ Scale

L’emplacement est une considération clé pour le développement d’un pilote nucléaire-hydrogène

Cependant, comme l’ont souligné lundi les experts de l’ANS, ce sont des avantages généraux, et leur réalisation dépendra largement de l’emplacement, y compris en termes d’infrastructure existante et de portée du marché. Chaque représentant des services publics a également souligné les différents besoins en matière de recherche sur la production d’hydrogène dans leurs installations nucléaires.

Comme l’a expliqué Alan Scheanwald, directeur de projet du port énergétique pour l’ingénierie stratégique, Davis-Besse est un bon endroit pour un pilote, car la proximité relative de la centrale électrique avec les marchés clés est idéale pour réduire les distances de circulation. La centrale nucléaire se trouve également à moins de 150 miles des principaux consommateurs d’hydrogène existants, tels que les raffineries de pétrole, les aciéries, les usines de production de célibataires et les usines chimiques. L’emplacement dispose également des bonnes entrées pour l’électricité et l’eau nécessaires. Il consommera 2 MWe d’électricité à l’usine, avant l’usine, et utilisera un conteneur d’électrolyte PEM et 2400 litres d’eau par jour (à la capacité de travail maximale) pour produire entre 800 kilogrammes et 1000 kilogrammes d’hydrogène, a noté Scheanwald.

Davis-Besse Energy Harbour à Oak Harbor, Ohio.

Les objectifs d’Energy Harbour sont de déterminer l’impact que les équipements coulissants et auxiliaires auront sur le fonctionnement, la conception et les licences de l’usine, et de développer les moyens les plus sûrs et les plus efficaces pour connecter l’équipement au système de distribution électrique de l’usine, a-t-il déclaré. . De manière significative, ils testeront également des logiciels qui s’interfaceront avec un contrôleur logique programmable (PLC) qui pourrait moduler la sortie d’hydrogène en fonction des variables d’entrée.

Exelon, quant à lui, se concentre sur le BWR car il utilise « beaucoup plus d’hydrogène » que le PWR (pour refroidir les générateurs en tant que liquide de refroidissement et pour contrôler la chimie de l’eau à partir du liquide de refroidissement), a expliqué lundi le vice-président nucléaire d’Exelon, ingénierie et support technique, Scot Greenlee. Mais Exelon limite actuellement ses efforts pour produire juste assez d’hydrogène pour répondre aux besoins sur site, en grande partie parce qu’elle offre une meilleure analyse de rentabilité par rapport à la production à grande échelle, qui nécessitera le transport de gaz via un pipeline ou un camion d’hydrogène.

« La bonne nouvelle est qu’avec l’hydrogène, vous pouvez le mélanger avec du gaz naturel et le brûler dans une turbine à combustion, et au final nous voulons arriver au point où nous brûlons de l’hydrogène pur, ce qui signifie que vous n’émettez pas de dioxyde de carbone contrairement aux cycles actuels du gaz naturel. Dit Greenlee. « Actuellement, tout ce que nous voyons dans ce cas d’utilisation particulier a une valeur actuelle nette positive, donc cela vaudra la peine d’être installé en relation avec l’achat d’hydrogène et son apport sur le site. »

Hydrogène: La quête du maintien de la navigation nucléaire

L’économie est particulièrement importante pour Exelon, le plus grand producteur nucléaire du pays, et la recherche sur la production d’hydrogène est une évolution naturelle pour maintenir les centrales financées dans le processus en ralentissant la croissance de la charge et en défiant l’économie sur des marchés énergétiques compétitifs, a déclaré Greenlee.

Energy Harbor fait face à des problèmes similaires. En 2018, le producteur d’électricité indépendant – connu sous le nom de FirstEnergy Solutions jusqu’au 27 février, date à laquelle il a achevé la restructuration du chapitre 11 – prévoyait de fermer Davis-Besse en 2020; ainsi qu’une unité double avec une centrale électrique de Beaver Valley de 1872 MW à Shipport, Pennsylvanie, 2021; et la centrale nucléaire de Perry à Perry, Ohio, en 2021. L’an dernier, le port énergétique a lancé et remporté des subventions nucléaires en Ohio pour ouvrir les centrales nucléaires de Davis-Besse et Perry d’ici 2027, et en mars, Beaver Valley a déclaré qu’il resterait ouvert.

Comme Energy Harbour, Exelon a aidé à faire passer le Future Energy Business Act en décembre 2016 (qui est entré en vigueur en juin 2017), afin de maintenir l’usine d’Exelon à Clinton et Quad Cities. Exelon a également fortement soutenu la Standard Clean Energy de New York, une mesure qui est entrée en vigueur en avril 2017, pour préserver les réacteurs à risque de Nine Mile Point, FitzPatrick et Ginna dans le centre de New York. Et en 2018, le New Jersey a également approuvé des prêts à zéro émission (ZEC) pour augmenter la rentabilité de l’usine de Hope Creek, qui appartient à PSEG, et à Salem, dont Exelon est propriétaire avec PSEG.

Comme l’a noté Greenlee, Exelon cherche depuis 2018 des moyens de «remodeler» ses centrales nucléaires pour les rendre plus durables. Les efforts de la société ont consisté à convoquer des experts universitaires, d’anciens employés et d’anciens régulateurs fédéraux dans une session de remue-méninges. « Et au cours des dernières années, ce que nous avons décomposé est essentiellement de l’hydrogène », a-t-il déclaré. « L’hydrogène est ce que nous souhaitons. Nous pensons qu’il s’intègre dans une économie de l’hydrogène potentiellement future.  »

Xcel prévoit des démonstrations d’électrolyseurs HTSE, probablement sur l’île des Prairies

Patrick Burke, vice-président de la stratégie nucléaire de Xcel Energy, a également souligné qu’une meilleure économie était un facteur clé de sa concentration sur l’hydrogène. L’entreprise basée à Minneapolis possède deux centrales nucléaires au Minnesota: un réacteur BWR de 671 MW (2 004 MWth) à Monticello et deux REP de 520 MWth (1 677 MWth) sur l’île des Prairies. Bien que ces unités joueront un rôle crucial dans les ambitions d’Xcel de devenir 100% décarbonées d’ici 2050, elles constatent des « pressions de prix importantes » de la part des sources d’énergie renouvelables. « [The cost for] l’éolien a été réduit de 25% et l’énergie solaire de 33%, et nous prévoyons que ces tendances se poursuivront », a déclaré Burke. « Il s’agit de lancer des centrales nucléaires pour gérer les unités de manière flexible les jours de vent », et Xcel cherchait des moyens de gérer les unités plus efficacement, a-t-il déclaré.

En tant que membre d’un consortium avec Energy Harbour et APS, Xcel étudie la faisabilité technique et la rentabilité de la production d’hydrogène dans ses installations nucléaires. Les efforts déployés à ce jour ont évalué les futurs marchés de l’électricité et de l’hydrogène afin de déterminer leur potentiel, ainsi que la manière dont l’industrie peut évoluer à travers des opérations hybrides hydrogène-nucléaire dans un marché réglementé, a déclaré Burke.

« Étonnamment, le Minnesota a beaucoup de raffineries qui pourraient utiliser l’hydrogène, et comme vous pouvez l’imaginer, le Minnesota a à peu près des terres agricoles, donc les engrais et l’ammoniac sont une opportunité », a déclaré Burke. Il existe également des possibilités de « rendre l’hydrogène à l’électricité pour les centres de données », a-t-il déclaré.

Bien que le pilote Davis-Besse soit une première étape clé, le consortium a également développé une proposition qu’il a récemment soumise au DOE et à l’INL pour développer une démonstration d’un système d’électrolyse à vapeur à haute température (HTSE) dans l’une des installations nucléaires de Xcel, a-t-il déclaré. Burke.

La source de la température élevée provient du cycle de vapeur de l’énergie nucléaire, a-t-il noté. « Nous évaluons les deux stations, mais il semble qu’en ce moment l’île de Prairie soit l’endroit préféré pour extraire la vapeur du bilan de l’usine, emmener cette vapeur vers l’électrolyseur et l’utiliser à des températures élevées », a déclaré Burke. « Mais, bien sûr, c’est une technologie plus récente et nous devons la démontrer, ainsi que toutes les licences et les licences et les défis associés que vous auriez dans une centrale nucléaire en ajoutant une autre fonction au site. »

L’électrolyse à basse et haute température en contexte nucléaire est expliquée

Le programme de l’Office of Nuclear Energy (DOE) pour l’énergie nucléaire pour les systèmes énergétiques intégrés (IES) – mieux connu sous le nom de programme Nuclear Renewable Hybrid Energy System (N-R HES) – explique qu’il existe deux types généraux de technologies de production d’hydrogène: la réforme et le partage de l’eau. Les technologies de réforme utilisent des combustibles fossiles ou de la biomasse et de la vapeur pour produire de l’hydrogène aux prix les plus bas – mais elles produisent également du dioxyde de carbone. Les technologies de fission de l’eau, quant à elles, se répartissent en trois catégories générales: les cycles thermochimiques, l’électrolyse et la photoélectrochimie directe (PEC), qui sont étudiées au DOE.

Les cycles thermochimiques utilisent, par exemple, la chaleur – obtenue d’une centrale nucléaire ou de centrales solaires concentrées – et des réactions chimiques pour produire de l’hydrogène et de l’oxygène, mais comprennent également des acides corrosifs ou des produits chimiques volatils. La piste PEC utilise directement le rayonnement solaire pour diviser l’eau à l’aide de dispositifs à semi-conducteurs, mais présente actuellement un niveau de préparation technologique assez faible. Pour l’instant, une électrolyse plus étroite est souvent choisie comme meilleure option pour produire de l’hydrogène « vert ».

L’électrolyse se divise généralement en deux catégories. L’électrolyse à basse température (LTE), qui est déjà disponible dans le commerce et est souvent le choix pour de nouveaux projets d’électricité et de gaz, implique de placer des électrodes dans une solution électrolytique ou d’utiliser des membranes pour séparer l’hydrogène de l’oxygène. L’électrolyse à vapeur à haute température (HTSE) utilise la chaleur et l’électricité pour séparer l’eau en hydrogène et en oxygène, de sorte que, par rapport au LTE, la chaleur supplémentaire réduit la quantité de travail requise. Dans HTSE, les cellules d’électrolyse à oxyde solide sont utilisées pour la séparation électrochimique de l’hydrogène et de l’oxygène de la vapeur à des températures d’environ 800 ° C.


Comme le montre ce schéma d’électrolyse à vapeur à haute température (HTSE), la cellule d’électrolyse à oxyde solide à haute température (SOEC) utilise l’énergie thermique (vapeur) pour réduire le potentiel d’électrolyse (tension) et améliorer l’efficacité. Un système réversible (rSOEC) peut utiliser de l’hydrogène pour produire de l’énergie dans le même tas. Courtoisie: APS

«Bien que la température de la vapeur soit élevée, les réacteurs à eau sous pression (REP) peuvent être utilisés en utilisant des techniques d’augmentation de la température, telles que le chauffage par résistance ou les pompes à chaleur chimiques», a expliqué le Dr Shannon Bragg-Sitton, INL Leadership pour le programme IES. « L’efficacité des processus est fortement liée à l’efficacité thermique du cycle de puissance utilisé pour produire de l’électricité. »

APS considère l’hydrogène nucléaire comme une «couverture» renouvelable

Michael Green, PDG de la politique nucléaire et conseiller général associé de Pinnacle West Capital Corp. – la société mère de l’APS – a déclaré que les efforts de l’APS étaient en partie motivés par ses ambitions de sortir du charbon au cours de la prochaine décennie et la décarbonisation de l’ensemble de la flotte d’ici 2050. Énergie nucléaire – des trois unités APS de 3,6 GW à Wintersburg de Palo Verde, en Arizona, une usine autorisée à fonctionner jusqu’en 2047, devrait faire partie intégrante de cet effort que l’entreprise s’est opposée à l’initiative de vote en Arizona En 2018, la norme pour le portefeuille d’énergies renouvelables est passée à 50% d’ici 2030 car il ne contient pas de nucléaire, a déclaré Green.

« Nous pensons que dans le laps de temps de 2030 à 2050, nous obtiendrons notre ressource en énergie nucléaire, solaire, une certaine forme de stockage et une certaine forme d’électricité thermique », a-t-il déclaré. L’énergie nucléaire jouera un rôle important à l’avenir, car l’APS voit une rampe raide dans l’après-midi, culminant en fin d’après-midi et en soirée. « C’est un moment où plusieurs de nos générations solaires échouent, donc la production d’hydrogène nous donne une excellente occasion de répondre à nos aspirations de stockage et de production de chaleur. »

Bien que APS soit un partenaire clé du consortium de services publics, «honnêtement, nous ne sommes pas si loin [Energy Harbor and Xcel] », A noté M. Green. » Nous serons dans la première phase du projet, faisant une évaluation technique et économique, similaire à ce qui est fait chez Xcel, et nous attendons ces résultats plus tard cette année. « APS prévoit toujours que ces efforts pourraient conduire à la production et des démonstrations importantes sur certains de nos combustibles fossiles utilisant différents mélanges de charbon, d’hydrogène et de gaz naturel « , a-t-il déclaré.

La mise à l’échelle nécessite une grande vision

Mais l’augmentation des manifestations prévues peut s’avérer être un plus grand défi. Les générateurs nucléaires affectant l’hydrogène dans des proportions utiles ressentent une urgence implicite d’accélérer le rythme des manifestations, comme l’a noté Xcel’s Burke. « Si vous pensez aux années 2030 et que nous avons tous des objectifs de réduction de carbone, ce n’est vraiment pas si loin », a-t-il déclaré. « Si vous commencez à penser à l’hydrogène commun, la quantité de travail est énorme pour y arriver. »

Un système énergétique intégré qui comprend la production d’hydrogène par le biais de sources d’énergie nucléaire et renouvelables et des processus non émetteurs comprendrait plusieurs générateurs, un stockage d’énergie et de multiples utilisateurs d’énergie. Source: INL

Burke a également souligné que Xcel opère dans une région caractérisée par une production éolienne élevée, de sorte que la source d’énergie devra être flexible et discontinue. Les coûts doivent également être suffisamment compétitifs pour être approuvés par les contribuables, les régulateurs, les investisseurs et les marchés de gros, ce qui incitera à investir davantage. Scheanwald a noté que les pilotes joueront un rôle clé dans la réduction des coûts d’investissement des équipements clés, tels que les électrolyseurs.

Mais il y a aussi des défis techniques. « Pour devenir un producteur d’hydrogène sérieux, vous parlez probablement de centaines de mégawatts – ce qui est un niveau très élevé. Avec ces défis associés, vient la mise à l’échelle: comment connecter tous les électrolytes, créer un réseau de distribution pour le gaz qu’ils produisent, et le coût de fonctionnement et d’entretien », a-t-il déclaré. Burke.

Pour Xcel, la démonstration de HTSE, qui est actuellement indisponible sur le marché, présente déjà des défis importants, car elle impliquera, parmi ses innombrables raisons, d’assurer une fabrication correcte et les bons fournisseurs. Il a dit que la mise à l’échelle augmentera la vision.

« C’est vraiment une chose de faire un glissement de 1 MW dans le parking. C’est un tout autre défi si vous parlez de 100 MW, 200 MW « , car cela joue davantage, comme la durée de vie des équipements et les besoins de maintenance. Et donc, comme crucial, pour augmenter la demande, il est nécessaire de former les opérateurs et de développer les bonnes compétences de la main-d’œuvre. Burke a noté: « Nous pensons tous que c’est nécessaire, mais cela demandera beaucoup de travail et nous nous en débarrasserons. »

Les projets plus importants devront également se concentrer sur le stockage. « L’hydrogène est mieux utilisé sur le lieu de production – ou autrement, où se trouve la fin, de même que l’approvisionnement », ont noté les Verts de la société APS. Le développement de la capacité de «stocker des quantités suffisantes dans une mesure qui pourrait potentiellement soutenir ce que nous espérons être un stockage saisonnier» devrait être un objectif permanent.

Réglementation et acceptation du marché

La surveillance réglementaire, quant à elle, n’est pas une préoccupation immédiate car, comme l’a noté Greenlee, « nous conservons l’hydrogène dans nos installations nucléaires et ne changeons que la manière dont il est délivré ». Mais au fur et à mesure que les projets augmentent, «il sera crucial de garder la Nuclear Regulatory Commission (NRC) au courant, car plus vous produisez d’hydrogène, plus la nature explosive du gaz dans une centrale nucléaire suscitera des inquiétudes et nous devrons prouver au NRC qu’il est sûr. intensifier nos efforts à mesure que nous progressons », a-t-il déclaré.

Mais pour l’instant, les services publics, qui ont fait l’éloge du leadership du DOE sur le projet, semblent également bénéficier d’un large soutien de la part d’un vaste ensemble de pouvoirs – notamment le monde universitaire, les autorités locales et l’industrie. Les panélistes ont suggéré que la plupart des obstacles soient résolus au fil du temps et avec plus de collaboration. « Plus vous y creusez profondément et éduquez plus de gens sur l’hydrogène, plus cela devient clair », a déclaré Burke.

D’autres experts ont suggéré qu’une coordination plus globale dès le départ serait cruciale pour accélérer l’hydrogène nucléaire utile. Alors que Green d’APS a salué le soutien du DOE, par exemple, il a noté que les pilotes de services publics sont financés dans le cadre d’initiatives distinctes du DOE dans les bureaux du nucléaire et du EERE. La prise en compte de la combustion potentielle d’hydrogène dans les turbines à combustion peut également être déjà dans le groupe des énergies fossiles du DOE. « Si vous considérez l’hydrogène comme un moyen de stockage d’énergie, il touche les trois [DOE programs] et je pense que la coordination entre les trois serait très utile de notre point de vue « , a-t-il déclaré.

Enfin, les grands projets d’hydrogène nucléaire auront besoin de marchés durables. Scheanwald d’Energy Harbour a souligné ce qui, selon lui, constituerait un développement clé des partenariats avec les distributeurs de gaz industriels ainsi qu’avec les consommateurs potentiels de «produits» nucléaires non électriques. Pendant ce temps, le plus ancien défi décrit par Greenlee suscite l’intérêt des États où des projets d’hydrogène nucléaire peuvent être localisés. Le placement de ces projets sur des marchés organisés – comme l’interconnexion PJM, où se trouvent un certain nombre de réacteurs Exelon BWR – pourrait nécessiter des changements.

« La structure du marché est brisée et elle doit vraiment être réparée, et certains États envisagent ce qu’on appelle une ressource fixe, ce qui signifierait que l’État retirerait réellement les centrales nucléaires du PPP, puis fournirait des paiements de capacité pour ces centrales nucléaires dans l’État. » permettrait d’atteindre les objectifs énergétiques de l’État », a déclaré Greenlee.

« Et c’est probablement notre plus grand défi – en faire une réalité – parce que je ne pense pas que l’hydrogène viendra assez rapidement pour sauver la flotte existante dans certains cas, en fonction des revenus générés à cet endroit particulier. Et donc pour nous, après cela, cela se résume à une analyse de rentabilité – pouvez-vous devenir compétitif avec les fabricants existants? « 

Sonal Patel est un autre rédacteur en chef de POWER (@sonalcpatel,, @POWERmagazine).

Laisser un commentaire

Votre adresse e-mail ne sera pas publiée.