Colloque international Evaluation et maîtrise des risques de Captage, Transport et Stockage de CO2 (CTSC) : méthodes, pratiques et perspectives. Organisé dans le cadre de la chaire CTSC les 7 et 8 avril 2011 à l'ISEL (Institut Supérieur d’Etudes Logistiques), Le Havre. Orienté Science for Policy, 55+ participants.

Martina Doppelhammer, Commission Européenne

La transposition de la directive CSC est requise pour le 25 juin. Un questionnaire sur l'implementation a été envoyé aux Etats Membres le 11 février, résultats attendus pour l'été ! Préparent un audit sur les permis de stockage. A publié la semaine dernière des Guidance Documents sur le site web: risk management, characterization ...

NER 300: Deux vagues, 200 et 100 M EUA. Veulent aider "au moins 8 projets CCS et 34 NER", et 1 à 3 par Etat Membre. Taux d'aide 50%. Cumulable avec EEPR et fonds structurels/cohésion. Le call est sorti le 9.11.10, ~256 réponses dont 22 en CCS. Les EM ont jusqu'au 9.5.11 pour choisir les projets. Ils les feront remonter à l'European Investment Bank qui donnera son classement à la Commission. Elle fera le choix final en 2012 après avoir reconsulté les EM.

Note: je ne savais pas le chiffre de 8 projets. Un industriel m'a dit que ces délais gelaient les projets en Europe.

Denis Clodic, titulaire de la Chaire

Il y a partie liée entre les renouvellables et les combustions, pour gérer la variabilité de l'éolien et du solaire par exemple. Si on veut encore considérer que les pays développés ont une part de leadership intellectuel sur les technologies, il va falloir le démontrer. Si on est en avance, on ne va pas seulement exporter des technologies amines aux entreprises Chinoises --c'est un leure-- mais des modèles complets de compréhension et d'action.

Lionel Perrette, MEEDM/DGEC

La Direction Générale de l'Energie et du Climat a deux ministères chapeaux, industrie et écologie. Le texte est cosigné avec David Lebain. Cite le BCG pour un potentiel de marché du CSC de 120Md$/an en 2030. Cite la Commission pour 160Mt/CO2 injectés en 2030 soit 15% des réductions européennes. Les démonstrateurs vont aussi servir à tester le cadre réglementaire, et ont une fonction de communication en vue d'une adhésion publique à la technologie. L'inscription dans les règles de l'ETS est faite: stocker (conformément) n'est pas émettre.

Intérêts de la France: réductions d'émission pour installation industrielles, competitivité des territoires, présence d'acteurs nationaux significatifs sur toute la chaine de valeur, enjeu de la négociation sur le changement climatique. Le CSC est identifié comme filière stratégique de la croissance verte. Le projet de Total témoigne du savoir faire d'un industriel Français, ce premier pilote en appelle d'autres ailleurs.

Soutien national: 27M€ pour 33 projets ANR entre 2005 à 2008, trou d'air, puis programme repris par SEED deadline 3/5/11. Soutien à 45M€ pour 3 démonstrateurs de recherche (33% des fonds du programme démonstration): C2A2, FranceNord, Ulcos. Eligibilité aux Investissements d'Avenir. Souhait d'un Institut d'Excellence en matière d'Energie Décarbonée IEED. Soutien au dossier d'ArcelorMital pour Florange au NER300.

La loi Grenelle 1 oblige le prêt à capter sur les nouvelles centrales à charbon proposées en France (appliquable à tout système au dessus de 300MW, pourrait donc concerner aussi gros sites industriels). La loi Grenelle 2 régit l'exploration des potentiels sites de stockage. Les projets de décret de finalisation de la transposition sont en phase de consultation publique (voir billet précédent).

Il y a deux cadres légaux: pilote d'injection (<100.000t et démonstrateur de stockage, qui exige une concession de stockage géologique, autorisation d'exploiter quelle que soit la qté stockée (pas de seuil), installations classées, et transfert de responsabilité dans les formes.

Jean-Xavier Morin, expert CO2-H2 Eurl

Talked on EU demonstration plants of CCS.

En Chine c'est presque une centrale charbon 1 GW installée par semaine. En 7 ans ils ont construit 60 lits fluidisés circulants. En Inde c'est 15-20 GW par an, ils utilisent des combustibles low low grade (super souffrés près du Pakistan), pas de normes NOx, SOx et CO, la limite des poussières est à 10x celle de chez nous. Il faut vraiment que les technologies qu'on développe soient pas chères pour qu'elles puissent être installées là bas.

Why Technology Demonstration Plants ? To confirm: process design and components scale up. Integration process (par exemple: procédures de mises en route). Operabilité. Coûts CAPEX et OPEX. Impacts environnementaux (eau, espace...). Visibilité publique. Cadre administratif.

Dans l'industrie lourde, la validation d'une nouvelle technologie peut prendre 15 ans. On peut distinguer trois étapes: pilote composants/process 0.1 - 5 MWe, puis démonstrateur 30 - 50 MWe (on en est là), précommercial 100 - 400 MWe (candidats NER).

Les contraintes qui se posent aux démonstrateurs: Extrapolabilité vs. risque dans la mise à l'échelle. Obtenir un taux de disponibilité raisonable (95% en opérationnel). Fonctionner à divers niveaux de charge sans trop perdre de performance (on va commencer la CSC sur la base pour simplifier). Construire pour 50 ans en pensant à l'entretien, le remplacement des pièces, l'évolution des combustibles et des spécifications du CO2 produit. Economiser la consommation électrique des auxilliaires et d'eau de refroidissement. Finir à temps pour pouvoir passer à l'échelle supérieure. Gérer le contexte légal incomplet. Dérapage de coûts (exemple: Mongstad en est à 800M€). Health Safety Environment (HSE, solvants cancérigènes blacklistés). Analyse de risque dans scénarios extrêmes, effets domino.

Présente 7 EU flagships projets dans une première vague 30-48 MW. Six oxy et une post à Fusina. Inclus Lacq, Ciuden CFB (can be co-fired biomass). Présente 4 EU flagships projects de seconde vague 1-40MW pour capture process demonstration: chemical looping, solvent CASTOR, chilled amonia

Présente 6+ pre-commercial demonstration 250-900 MW. Remarque que comme pour le développement de la désulfuration dans les années 80, les exploitants de grandes centrales (ex: Belchatow, Poland) commmencent sur un sidestream.

Conclusions: 1. Montée d'échelle progressive essentielle à la gestion du risque, 2. Explorer plusieurs directions technologiques à la fois, 3. Du potentiel mais encore du chemin, une deuxième vague d'unités de démonstration technologique est à prévoir. 4. Penser aussi à la vie après le projet pour les démonstrateurs existants, 5. Admettre qu'elles ne sont pas rentables.

Bob Pegler, GCCSI

Le Global CCS Institute (GCCSI) rappelle que dans la roadmap IEA, on installe 3400 centrales CCS en 2050, 65% hors OECD. En Europe OCDE, le CCS permettrait 24% des réductions de CO2, moitié dans l'électricité, moitié dans l'industrie. Le GCCSI aide un réseau de projets dans le monde à 1-3 M AU$ chaque. Guichet possible pour un projet METSTOR 3 ? D'après leur base de donnée des grands projets intégrés (LSIPS) en 2010 l'activité s'est déplacée de l'Europe vers l'Amérique du Nord à cause d'un développement de l'EOR, qui paie 22-25$/tCO2 (max 50$/tCO2). La Chine monte aussi. Le soutien public se monte à environ 40 milliards de dollars, avec un maximum 6.1 (alloués) + 2.6 (annoncés) aux USA.

Conclusion: c'est un problème politique/commercial, pas technologique. Projects are getting stuck at Financial Close. The value proposition and incentives are not there. En EU les leaders sont UK et NL. Le CCS dans l'industrie (hors électricité) a avancé quatre réponses au NER300, ce qui n'est pas si mal. Les centrales à gaz (sans CCS) reviennent sur le devant de la scène.

Note: Le présentateur ne dévoile pas l'intérêt commercial de l'Australie pour exporter le charbon, qui explique l'existence du GCCSI. La posture est pro-CCS inconditionnelle. Cela interpelle le chercheur à une réflexion critique: est-il socialement nécessaire, justifié, efficace de faire cette marche forcée technologique ? Aurions-nous oublié en route le principe de faire monter le prix du carbone et laisser la société innover ?

Arthur Darde, Air Liquide Engineering

Avec Hitachi, Air Liquide a proposé à Fortum de convertir à l'oxy-combustion sa centrale de 565 MW à Meri-Pori en Finlande. Intérêt pour le client: zéro NOx, SOx, poussières et Hg mesurables. Pénalité d'efficacité 7.8 points HHV (à long terme 6%). Flexibilité: Swing ASU (Air Separation Unit) avec 1 journée de stockage d'O2 sur site, donne un degré de liberté pour ajuster la consommation des auxilliaires en période de pointe. Le passage en mode "combustion à l'air" se fait en 30mn même en pleine charge. Les surfaces d'échange thermique sont identiques si on tourne à 27-30% d'O2. Et l'opération est sûre, comme on va le démontrer:

Analyse de risque faite par 7 experts des 3 compagnies réunis pendant 3 jours sur le site pour juger un paquet de risques avec la matrice à 4 niveaux de probabilité et de gravité selon les critères Sécurité, Environnement, *, Disponibilité. Pas de risques au niveau "critique" ou "significatif" qui ressort, mais quelques uns de magnitude modérée.

  • Pénétration d'hydrocarbures dans l'ASU et explosion majeure: extremely unlikely, p=0.0001, 3 évènements en 50 ans. Une centrale à charbon est moins risquée qu'une raffinerie puisque le C est sous forme solide. Le bon design peut ramèner le risque à 10-6.
  • Fuites et anoxie. On mettra des détecteurs.
  • Explosion ou feu à la chaudière ou au broyeur de charbon. Il faut plus de poussières pour enflammer le mélange CO2/O2 que l'air: le retrofit a une effet sécurisant pour ce scenario. Pour le cas d'extinction de flamme mal détectée/gérée qui peut aboutir à rallumer un mélange non contrôlé d'oxygène et de fumée: Hitachi propose des bruleurs qui marchent bien même en faible concentration d'O2. Et on redonde les vannes d'arrêt sur l'alimentation.
  • Pour la corrosion acide sulfurique. Recycler les fumées peut enrichir en souffre mais Hitachi a au catalogue un gas gas cooler qui condense l'acide sulfurique sur les cendres.

Conclusion: ce projet là ne s'est pas fait. Une autre étude montre un coût de 60-70 $/tCO2 évité pour une grande centrale nouvelle. Achetez notre retrofit oxyfuel ! Faisable ! Propre ! Sûr ! Fiable !

Mathieu Bertane, Bureau Veritas

Selon l'ISO 31000 "risque = effet de l'incertitude sur l'atteinte des objectifs". Aux termes de la loi Française, ce qu'on appelle risque majeur concerne les Installations Classées pour la Protection de l'Environnement (ICPE) qui doivent faire une "Etude de Dangers" selon la loi de 1976, c'est à dire celles soumis au régime d'autorisation d'exploiter. Risque majeur = développements incontrôlés aux conséquences graves pour les intérêts visés, à savoir sites et monuments, éléments du patrimoine archéologique, nature environnement paysage, public extérieur au site. En France la sécurité des travailleurs est régie par le code du travail et non le code de l'environnement. L'étude de danger doit donc aller au delà des risques majeurs, puisque la démarche de maitrise des risques doit comprendre aussi les risques de procédés pour les travailleurs.

En pratique un établissement qui envisage de recourir au CCS est déjà ICPE. Le CCS va le faire rentrer dans des rubriques supplémentaires de la nomenclature, par exemple s'il a des stocks de solvants inflamables comme les MEA. Il va aussi entrer ICPE par la nouvelle ligne n° 2960 "captage de flux de CO2"

Niveau européen: le CO2 n'est pas listé à l'annexe de la directive SEVESO ni dans sa mise à jour. Le CCS ne va pas faire rentrer un établissement dans ce régime.

Transport: Pipelines, le CO2 est visé à l'arrêté multi-fluide du 4 aout 2006, il faut une Étude de Sécurité (à faire selon le guide professionel GESIP n° 2008/01). C'est plus simple qu'en UK, où le HSE est ambigu sur les pipeline safety regulations (le message étant "c'est pas dans les textes mais faites comme si"). Navires, approche très différente basée sur des codes internationaux, des règles techniques des bureaux de vérification privés aboutissant à la certification ou non de navires. Néanmoins en France l'étude de danger du terminal de déchargement doit inclure l'effet domino, donc le navire.

L'analyse de risques (majeurs) se fait classiquement en trois étapes Identification des dangers et évènements redoutés HAZID, Evaluation Préliminaire des Risques EPR, Analyse Détaillée des Risques ARD. Puis on utilise la matrice d'acceptabilité des risques réglementaire.

Les seuils d'effets sont définis réglementairements: Léthaux significatifs 20% dans l'air, léthaux 10%, irréversibles 5%.

Questions à creuser: améliorer le guide GESIP en tenant compte des spécificités du CO2, en particulier sur les fréquences de fuite (peu de retour d'expérience dans les bases de données) et leur modélisation (il est ininflammable, cryogénique). Améliorer la modélisation numérique des rejets aussi pour les études de dangers. Il faut aussi améliorer les Mesures de Maîtrise des Risques aka barrières de sécurité, spécifiques: par exemple où mettre les détecteurs et combien. Et écrire les plans d'intervention adaptés au risque CO2.

Note: Bonjour à Philippe Quirion qui a supervisé le stage de fin d'études de l'intervenant au CIRED en 2003.

Mark P.N. Spruijt, TNO

is also an investigator of the COCATE project, jointly with IFP and Le Havre. Présente les résultats de CO2Europipe (4/09 - 10/11), development of a large scale CCS infrastructure in Europe: installer 50-100km de tuyau par mois, pendant 30 ans. Le transfrontière représente 20% des flux dans le scénario de reference scenario, 70% dans les scenarii offshore ou EOR.

Les pipelines sont à 100-150 bars et T ambiante, alors que sur les navires on met à basse température et pression. Modelling of outflow process: thermodynamic properties of CO2 and the formation of solid (dry ice) call for changes in existing models in order to achieve the prediction of time and position dependent concentrations.

Air Liquide

a 50 ans d'expérience dans la purification et la liquéfaction du CO2 pour les usages marchands. Propriétaire et opèrateur de 85 usines, capacité de production de 4 Mt/an. 4 grandes unités de capture dans les fumées de 50-80 t par jour. A opéré 185 miles de pipeline de CO2 supercritique pour EOR pendant 15 ans, mais revendu à Trinity en 2000. Reste propriétaire/opérateur d'une bretelle de 10 miles en Louisiane.

Dans le bassin permien se transportent 40Mt de CO2 en phase dense (T ambiante mais P au dessus de Pcrit = 73 bars). Le plus gros pipe fait 30 pouces, 813km, 19.3 Mt/an. Le CO2 transporté est assez impur, il contient 1-5% de méthane, 0.03-4% de N2, pas/peu d'oxygène, très peu d'eau (moins que 300ppm sinon corrosion sous une semaine). Celui de Weyburn qui provient de la gasification du charbon est différent, il contient H2S, du CO, même 50ppm d'O2.

Les limitations des modèles de diffusion rendent le calcul des zones d'impact difficile, donc l'étude de danger moins convaincante. La fuite fait un canon à neige de carboglace, qui retombe et après fond sur place sans vitesse initiale donc se disperse mal. Le gaz est d'autant plus lourd qu'il est froid. Sans parler des impuretés qui peuvent se retrouver dans la neige. On peut avoir des fractures longues "en bouton" à cause du refroidissement, il faut enrouler de la fibre de verre autour de la canalisation. On a besoin de recherches pour programmer l'option "CO2 en régime dense" dans le logiciel.

On capitalise l'expérience US, mais on transpose avec précaution. En Europe le réseau n'est pas en zone désertique, les gens ne vivent pas du pétrole, et la réglementation est moins permissive.

Rémy Bouet, INERIS

Modélisation et essais expérimentaux de fuites et explosions. Cuve instrumentée de 2m³ tenant 200 bars / 200°C, bouchons avec ouvertures calibrées de 3, 6 et 9 mm. Mats équipés O2, CO2, thermocouples sur 30m.

Dulce Boavida, LNEG, Lisbon

National Lab of Energy and Geology, newly formed by merging the Energy and the Geology labs. Coordinates COMET FP7 project (1/1/10 - 31/12/12) on an integrated infrastructure for CO2 transport and storage in the west Mediteranean: Portugal, Spain, Marocco. Reminds that the causes of pipeline transport incidents are 50% external interference, only 15% corrosion.