Propriétaire/exploitant : Prairie State Generating Co., LLC
Le Prairie State Energy Campus, d’une puissance de 1 600 MW, utilise les dernières technologies en matière de charbon pour brûler le charbon de l’Illinois provenant de la mine de Lively Grove, située à côté de la centrale. En planification depuis 2001, la deuxième unité de cette centrale à deux unités, d’une valeur de 4,93 milliards de dollars, est entrée en service commercial en novembre 2012, complétant ainsi la plus grande centrale au charbon construite aux États-Unis depuis 30 ans.
Le Prairie State Energy Campus (PSEC) est probablement la dernière des centrales au charbon à plusieurs unités qui seront construites aux États-Unis dans un avenir prévisible. Les centrales au charbon les plus récemment mises en service (la centrale John W. Turk Jr. de 600 MW de la SWEPCO et la Cliffside Unit 6 de 825 MW de la Duke Energy) sont des centrales à une seule unité sans plan ferme d’expansion future. Les dernières centrales à charbon à deux unités achevées en tant que projet unique étaient la centrale Oak Grove de Luminant (2 x 800 MW) et la centrale Elm Road de We Energies (2 x 615), toutes deux achevées en 2010, mais c’est là que s’arrête la similitude.
Peabody Energy Corp, la plus grande entreprise de charbon du secteur privé au monde, a initialement conçu le plan de développement du PSEC au début des années 2000. Ce plan prévoyait l’implantation stratégique d’une centrale électrique à proximité de ses réserves de charbon du bassin de l’Illinois, afin de garantir l’approvisionnement futur en combustible et de minimiser l’impact sur les tarifs des fluctuations des prix du marché du charbon livré, y compris le transport. Les clients de l’électricité bénéficient de tarifs stables et abordables pour les décennies à venir, car le projet a également sécurisé plus de 30 ans de réserves de charbon situées à proximité de PSEC.
Nonante-cinq pour cent du groupe de propriétaires de PSEC sont des agences publiques d’électricité et des services publics d’électricité appartenant à la communauté, répartis sur huit États. Les propriétaires du Prairie State Energy Campus sont des organismes publics d’électricité à but non lucratif, notamment American Municipal Power (23,36 %), Illinois Municipal Electric Agency (15,17 %), Indiana Municipal Power Agency (12,64 %), Kentucky Municipal Power Agency (7,82 %), Missouri Joint Municipal Electric Utility Commission (12,33 %), Northern Illinois Municipal Power Agency (7,60 %), Prairie State Power Inc. (8,22 %), Southern Illinois Power Cooperative (7,90 %), et Peabody Energy (5,06 %) par le biais de sa filiale Lively Grove Energy. Chaque membre du groupe de propriété reçoit de l’électricité de la centrale proportionnellement à son pourcentage de propriété et paie un pourcentage similaire des coûts de propriété et d’exploitation de la centrale.
Situation centrale
PSEC est située sur un site de 1 200 acres qui comprend à la fois la mine souterraine Lively Grove de Prairie State et la centrale électrique. L’usine à l’embouchure de la mine, située à environ 50 miles au sud-est de St. Louis, consomme ~7 millions de tonnes par an de charbon du bassin de l’Illinois.
La construction de l’usine de 4,93 milliards de dollars a commencé en mai 2007 avec la préparation du site après plusieurs années de poursuites et de contestations judiciaires liées au permis d’air de l’usine qui ont finalement été résolues en faveur de PSEC. Les contrats d’achat pour les générateurs de vapeur, les turbines à vapeur et les équipements de contrôle de la qualité de l’air ont été conclus en juin-juillet 2007. La mine de charbon souterraine a été mise en service en 2010. L’unité 1 a été mise en service le 6 juin 2012, suivie de l’unité 2 le 3 novembre 2012.
La PSEC est constituée de deux générateurs de vapeur supercritiques alimentés au charbon et fabriqués par The Babcock & Wilcox Co. Chaque générateur de vapeur fournit de la vapeur principale à ~3 800 psia et 1 055F aux sorties du surchauffeur et du réchauffeur. Les générateurs de vapeur sont des unités à pression glissante et à tirage équilibré avec une construction de paroi de four à enroulement en spirale. Les matériaux des tubes ont été sélectionnés pour permettre l’utilisation de charbons à haute teneur en soufre du bassin de l’Illinois. Les dispositifs antipollution de pointe ont été conçus et fournis par Siemens Power Generation Inc. pour éliminer 98 % du SO2, 90 % des NOx et plus de 99 % des particules, les émissions les plus courantes. PSEC prend du charbon de l’Illinois qui contient plus de 9 livres de SO2 par million de Btu et réduit les émissions à seulement 0,182 livre de SO2 par million de Btu. La disposition des équipements de contrôle de la qualité de l’air commence par des brûleurs à faible émission de NOx, suivis d’un système de réduction catalytique sélective pour le contrôle des NOx, d’un système d’injection de charbon actif pour le contrôle du mercure, d’un système d’injection de chaux hydratée pour l’élimination de l’acide fluorhydrique, d’un précipitateur électrostatique sec (ESP) pour le contrôle des particules, d’une désulfuration humide des gaz de combustion pour le contrôle du SO2 et d’un ESP humide pour le contrôle des aérosols. PSEC aurait dépensé ~1 milliard de dollars pour ses seuls systèmes de contrôle de la qualité de l’air.
Toshiba International Corp. a fourni les générateurs à turbine à vapeur, d’une puissance nominale de 877 MW à une pression d’échappement de 3,0 pouces de mercure. Chaque turbine à vapeur est une unité de type extraction-condensation-réchauffage à 3 600 tr/min, avec huit étages d’extraction de vapeur pour le chauffage de l’eau d’alimentation et l’alimentation de la pompe à eau d’alimentation. Les générateurs électriques ont une puissance nominale de 1 020 kVA et sont des machines à entraînement direct, bipolaires, refroidies à l’hydrogène avec refroidissement secondaire à l’eau.
1. Charbon commode. Le charbon transporté depuis la mine est placé sur le tas de stockage de charbon à un rythme de 2 600 tonnes par heure. Courtoisie : Prairie State Generating Co., Ltd.
La vapeur d’échappement de la turbine à vapeur est condensée dans un condenseur de surface à deux coques, à pression unique, refroidi à l’eau et doté de tubes en acier inoxydable. L’eau de refroidissement circule dans les condenseurs et est refroidie par des tours de refroidissement à tirage mécanique. Le système d’eau de circulation de chaque unité utilise trois pompes à eau de circulation d’une capacité de 33 % et une pompe auxiliaire à eau de refroidissement d’une capacité de 100 %. L’eau d’appoint provient de la rivière Kaskaskia située à environ 15 miles à l’ouest de la centrale. Un bassin de stockage dispose d’une réserve d’eau de secours de 30 jours sur le site.
Livraison express
Le charbon de la mine est acheminé vers PSEC et placé sur le tas de stockage de charbon à un rythme de 2 600 tonnes par heure via un système de convoyeur. Dans le cours normal des affaires, une quantité suffisante de charbon pour faire fonctionner l’usine pendant 24 heures est livrée à l’usine en 10 heures. Le charbon est récupéré à partir du tas de charbon à raison de 2 600 tonnes par heure dans des trémies de surpression situées près de chaque générateur de vapeur. Le tas de charbon actif contient environ 10 jours de combustible dans des conditions de fonctionnement normales. Un espace sur le site de la centrale a également été alloué pour un tas de charbon inactif qui peut stocker du combustible pendant 60 jours en cas de fonctionnement à pleine charge. Le service ferroviaire de la centrale a été configuré de manière à ce que des approvisionnements externes en charbon, d’une qualité spécifiée dans le permis d’air de la centrale, puissent être obtenus en cas de perturbation prolongée des livraisons de charbon de la mine.
Les cendres résiduelles et volantes provenant de la chaudière et des systèmes de contrôle de la qualité de l’air sont collectées et combinées avec les déchets produits par les systèmes de désulfuration des gaz de combustion et acheminées vers la zone de stockage des résidus de combustion du charbon (RCC). Les eaux usées produites par la centrale, telles que les purges des chaudières et des tours de refroidissement, sont réutilisées dans les systèmes de traitement des cendres et de désulfuration des gaz de combustion. Le service ferroviaire est également utilisé pour la livraison du calcaire et l’élimination des RCC. PSEC élimine ses RCC dans le nouveau Near Field, un monofiltre construit selon les normes de l’Agence de protection de l’environnement de l’Illinois et situé directement à côté de la centrale électrique. Les RCC sont transportés à Near Field par convoyeur, ce qui réduit encore le besoin de transport ferroviaire. PSGC entretient également Jordan Grove, un monofiltre entièrement étanche et géré à 12 miles au sud du campus.
Revisé et amendé
PSEC, comme tout projet de production d’énergie controversé, a connu des retards causés par des contestations juridiques de permis et des retards de construction. Bechtel Power Corp. et Prairie State Generating Co., LLC ont initialement conclu un accord d’ingénierie, de fourniture et de construction (EPC) avec une date d’achèvement cible, un prix et d’autres exigences de performance. En juillet 2010, un accord EPC révisé et modifié avec un calendrier d’achèvement garanti a été conclu, fixant le coût total du projet pour PSEC à 3,999 milliards de dollars, sans compter le coût du développement de la mine. Selon Fitch, l’agence de notation d’une majorité du groupe de propriétaires, le coût supplémentaire du projet a été atténué par la protection supplémentaire fournie par le contrat de construction modifié.
Le coût du projet est certainement plus élevé que ce qui avait été envisagé à l’origine au début des années 2000 pour une centrale au charbon de cette ampleur, mais il reste beaucoup moins cher que celui de la gazéification intégrée à cycle combiné – la seule autre option pour brûler le charbon disponible du bassin de l’Illinois – dont les projets américains actuellement en construction ont connu des difficultés.Cependant, maintenant que la centrale est opérationnelle, les propriétaires de la centrale bénéficient d’une électricité fiable avec un faible risque lié au prix du combustible pour les 30 prochaines années. En outre, la propriété de l’actif diminue l’exposition de chaque propriétaire au marché imprévisible de l’électricité au comptant et à la hausse des prix des achats d’énergie en vrac à long terme.
Le groupe de propriétaires envisage son investissement à long terme – le prix du gaz naturel, du charbon et le coût du transport du charbon augmenteront régulièrement à l’avenir, tandis que les coûts de PSEC sont sous le contrôle du propriétaire, contrairement à la plupart des centrales. Je m’attends à ce que l’investissement des propriétaires dans PSEC rapporte de beaux dividendes pendant de nombreuses années.
Les deux unités ont été testées sur le plan de la performance et chaque unité est maintenant répartie à un niveau supérieur à sa capacité nominale : L’unité 1 à 812 MW et l’unité 2 à plus de 809 MW. Le taux de chaleur net de la centrale testé a été signalé par PSEC comme étant ~1% meilleur que la garantie. ■
– Le Dr Robert Peltier, PE est le rédacteur en chef consultant de POWER.