News environnement : mars 2014

La Phytochip, une biopuce à ADN pour détecter les micro-algues toxiques

Co-financé par le programme Systerra de l’Agence Nationale de la Recherche (ANR), COMANCHE s’achèvera en juillet prochain. Lancé en 2011, ce projet qui associe des équipes de l’Ifremer, du CNRS et de plusieurs universités françaises (Université de Bretagne Occidentale de Brest, Université de caen Basse-Normandie, Université Pierre et Marie Curie), est le premier en matière de recherche pluridisciplinaire entièrement dédié à la coquille Saint-Jacques Pecten maximus, une espèce très recherchée des gastronomes, mais également très étudiée par la communauté scientifique. COMANCHE a vocation à améliorer les connaissances sur la dynamique des populations de coquilles Saint-Jacques à travers cette approche pluri-thématique allant de l’écologie fondamentale à l’économie des filières.

C’est dans le cadre de ce projet que le Laboratoire de Détection, Capteurs et Mesures du Centre Ifremer de Bretagne, a développé la Phytochip, une biopuce à ADN capable de détecter les micro-algues toxiques dans l’eau de mer. Rappelons que ces dernières ont un impact important sur l’activité de pêche puisque leur prolifération peut entraîner des fermetures de zones pendant parfois plusieurs semaines, la coquille Saint-Jacques se nourrissant en effet d’une trentaine d’espèces d’algues, dont certaines peuvent produire des toxines qui la rendent impropre à la consommation pour l’homme. Aussi est-il capital de pouvoir détecter très rapidement la présence dans l’eau de ces micro-algues. Or avec la Phytochip, le résultat est obtenu en moins de 4 heures. Qui plus est, cette méthode est robuste et peu coûteuse.

Source : bulletins-electroniques.com

Pourquoi les batteries lithium-ion vieillissent-elles ?

Des chercheurs du Centre Helmholtz de recherche sur les matériaux et l’énergie (HZB) de Berlin se sont intéressés à la question du vieillissement des batteries lithium-ion. Ils ont pour cela étudié des cathodes de batteries de nouvelle génération, et ont utilisé les équipements BESSY II, l’anneau de stockage d’électrons du HZB, et DORIS, l’accélérateur de particules du Centre synchrotron DESY à Hambourg.

La cause principale du vieillissement viendrait du fait que les processus électrochimiques de charge causent des cisaillements dans la cathode, dont sont particulièrement responsables les atomes d’oxygène. Au cours de la décharge, ces cisaillements ne disparaissent pas complètement, ce qui fait qu’au cours des nombreux cycles de la vie de la batterie, une dégradation des performances apparaît.

Jatinkumar Rana, chercheur au HZB, explique le contexte de la recherche : « Les batteries lithium-ion sont essentielles pour les appareils électroniques et, désormais, également pour l’automobile ». Avec ses collègues et en collaboration avec un groupe de l’Université de Münster (Rhénanie du Nord-Westphalie), ils ont étudié les cathodes de nouvelle génération, de formule (x)Li2MnO3*(1-x)LiMO2. Ces cathodes vont être plus efficaces que les cathodes actuelles. De plus, « elles contiennent moins de terres rares ou d’éléments toxiques », comme l’explique M. Rana.

Cependant, la nouvelle cathode a les mêmes défauts de vieillissement qu’une cathode classique. Le rôle du groupe Li2MnO3 lors des processus électrochimiques est incertain. « C’est pourquoi nous avons étudié les effets de la charge et de la décharge au niveau de la structure atomique. », précise M. Rana. Des échantillons de cathode ont été analysés par spectrométrie d’absorption des rayons X, lors du premier et du trente-troisième cycle de charge/décharge. Ces essais ont été réalisés avec le BESSY II et le DORIS. Les chercheurs ont donc pu analyser ce qu’il se passait lors de la charge : des cisaillements apparaissent dans la couche d’oxygène, ce qui, à terme, modifie l’arrangement cristallin de départ. Cette expérience permet donc de vérifier une hypothèse discutée depuis longtemps.

Source : bulletins-electroniques.com

Un « supergrid » à l’étude pour transporter l’électricité de l’Afrique vers l’Europe

La plus grande centrale solaire d’Afrique du Nord est en train d’être construite à Ouarzazate (Maroc). Dès 2016, de l’électricité d’origine solaire doit y être produite pour un demi-million de personnes. De tels projets pourraient à l’avenir fournir également de l’électricité à l’Europe. Pour transporter l’électricité d’un continent à l’autre, un raccordement fiable au réseau est néanmoins nécessaire. L’Institut Fraunhofer pour les systèmes énergétiques solaires (ISE) de Fribourg-en-Brisgau (Bade-Wurtemberg) mène des recherches en collaboration avec d’autres instituts Fraunhofer sur différents aspects d’un tel « Supergrid » : modélisation d’un système d’énergie approprié, solutions technologiques pour le stockage d’électricité ainsi que pour les réseaux de production et de distribution à courant continu.

Des solutions techniques détaillées pour la modélisation d’un système énergétique approprié ont été dévoilées par les scientifiques de l’Institut Fraunhofer ISE. Tout d’abord, l’interaction des parcs renouvelables et des centrales électriques conventionnelles a été représentée à l’aide d’une modélisation systémique du secteur électrique en Afrique du Nord et dans le sud de l’Europe. Dans un second temps, à l’aide d’un modèle d’optimisation de système énergétique (RESlion), des emplacements pour de nouvelles centrales ont été recherchés en tenant compte de tous les systèmes de production et de stockage existants, ainsi que de l’infrastructure réseau. D’après cette étude, les installations photovoltaïques, installées près des centres de consommation, sont favorisées en Afrique du Nord, même si un rayonnement solaire plus faible est pris en compte. Les centrales thermiques solaires (CSP) sont, elles, principalement installées quand une grande capacité de stockage thermique est nécessaire pour garantir la stabilité du réseau. « Il est important que nous obtenions de l’électricité de façon prévisible à partir de sources renouvelables. L’électricité d’Afrique du Nord pourrait par exemple combler les lacunes dans la production d’électricité européenne à partir de sources renouvelables. Equilibrer la demande et la production d’électricité d’un lieu à un autre, c’est là l’un des principes directeurs du « Supergrid », explique Werner Platzer, directeur du département des centrales solaires thermiques à l’Institut Fraunhofer ISE et coordinateur du projet « Supergrid ».

Contrairement à d’autres centrales basées sur les énergies renouvelables, les centrales thermiques solaires peuvent fournir de l’électricité de façon réglable. Cela se fait par stockage thermique, ce qui consiste à stocker temporairement la chaleur en cas de surproduction, et à la convertir en cas de besoin en électricité à l’aide d’une turbine à vapeur. A l’ISE, différents concepts d’intégration et d’optimisation du stockage thermique sont étudiés et évalués dans les modélisations. Pour cela, l’outil logiciel « ColSim-CSP » développé par l’ISE est employé. Les modèles de centrales diffèrent non seulement sur un plan optique (miroir de Fresnel, cylindre parabolique ou tour), mais également en termes de fluide caloporteur utilisé. Pour les centrales à évaporation directe, où le fluide caloporteur utilisé est l’eau, un dispositif innovant de stockage de chaleur latente avec un échangeur de chaleur en volute est, entre autres, étudié. Avec cette technologie, la capacité de stockage n’est plus proportionnelle à la surface de transfert de chaleur, car le sel utilisé en tant que support de stockage est extrait lors de la solidification et de la fonte. D’autres concepts visent à utiliser des sels à la fois comme support de stockage et comme milieu caloporteur. Le dispositif de stockage peut alors être composé de deux réservoirs distincts, ou d’un seul réservoir de briques creuses afin d’économiser des matériaux de construction, dans lesquels des sels fondus chauds et froids sont disposés en couches. Un prototype est expérimenté afin d’évaluer le potentiel d’un tel stockage en couches. L’interaction corrosive des sels chauds avec différents aciers est notamment analysée.

Par ailleurs, le transport de l’électricité dans le « Supergrid » possède un potentiel d’optimisation. Les grandes centrales renouvelables ou les groupements régionaux de centrales sont souvent dispersés sur de grandes surfaces, et de nombreux convertisseurs électroniques de puissance sont répartis dans l’ensemble du réseau. Dans un tel système, il est souhaitable que chaque centrale n’injecte pas directement l’électricité dans le réseau et que les convertisseurs soient utilisés aussi efficacement que possible. En effet, avec chaque interface entre producteur, réseau et consommateur augmentent les pertes de transmission d’énergie et le coût de l’ensemble du réseau. Par conséquent, la solution choisie consiste à regrouper d’abord l’électricité de plusieurs centrales dans un réseau à courant continu local en moyenne tension, et à la stocker en batteries le cas échéant. Ensuite, l’électricité est injectée au niveau d’un emplacement central dans un réseau à haute tension pour être transportée. L’électronique de puissance joue un rôle important dans de telles interfaces. L’ISE développe donc un démonstrateur de convertisseur de courant continu compact et très efficace. Grâce à l’utilisation de semi-conducteurs en carbure de silicium (SiC), les scientifiques ont pu réaliser un système d’électronique de puissance d’une tension de blocage de 10 kV et à faibles énergies de commutation, permettant une connexion directe avec le réseau de distribution à moyenne tension.

Source : bulletins-electroniques.com