Les cycles de puissance à dioxyde de carbone supercritique (sCO2) présentent une efficacité remarquable en termes de récupération thermique, pouvant atteindre 98,5 % avec des conditions ambiantes standard définies par l'ISO. Dans ce contexte, le calcul des propriétés du sCO2 est effectué à l'aide du logiciel REFPROP, et les performances du cycle sont modélisées dans THERMOFLEX. Le rendement de la turbine sCO2 et du compresseur de dérivation est optimisé par leur installation sur le même arbre que le générateur synchrone en courant alternatif, ainsi que la boîte de vitesses, ce qui garantit une efficacité combinée de 97,5 %. Le compresseur principal est alimenté par son propre moteur.

Le débit massique du sCO2 dans le cycle est de 2 200 kg/s, et l'efficacité thermique brute de la centrale est largement influencée par le type de système de rejet thermique utilisé. La première option, refroidissement par eau de condenseur avec refroidisseurs à ailettes, est souvent privilégiée en raison des régulations environnementales strictes et des contraintes liées à la pénurie d'eau. En revanche, l'option de refroidissement par eau en circuit ouvert constitue un minimum de performance.

Les caractéristiques du cycle en régime supercritique sCO2 montrent une efficacité thermique nette qui varie en fonction de la configuration de la centrale et des systèmes de rejet thermique. Dans les configurations étudiées, l'efficacité thermique nette peut atteindre des valeurs allant de 35 % à 46 %, selon les choix technologiques et les rendements des différents composants, comme le compresseur ou le générateur.

La performance maximale, atteignant 46 % d'efficacité nette, se rapproche de celle des centrales à charbon supercritiques modernes, mais il est essentiel de noter que l'efficacité brute du cycle sCO2 reste un facteur clé pour évaluer la compétitivité de cette technologie par rapport aux technologies traditionnelles à vapeur. En termes de densité énergétique, les centrales sCO2 souffrent de faibles densités de puissance par rapport aux centrales à turbine à vapeur, ce qui implique des besoins énergétiques plus importants pour la circulation de l'air de combustion et la consommation d'énergie du ventilateur. Cependant, l'augmentation de la complexité du cycle et des investissements en capital (CAPEX) reste un obstacle à la mise en œuvre à grande échelle.

Un autre aspect de l'optimisation du cycle sCO2 est l'inclusion de compresseurs préalables ou de refroidisseurs pour améliorer la performance globale du système. En effet, l'ajout d'un compresseur de prérefroidissement et d'un précompresseur dans le cycle permet d'augmenter le rendement global de la centrale en réduisant la pression d'échappement de la turbine, ce qui peut améliorer la performance de l'usine de 11 à 16 %, selon les paramètres spécifiques du cycle.

Dans des configurations avancées, comme les systèmes à boucle fermée utilisés dans des applications nucléaires, le cycle sCO2 est alimenté par un échangeur thermique intermédiaire, comme du sel fondu, qui sert à transférer la chaleur issue du réacteur à la fluidité du sCO2. Cette configuration est envisagée pour des applications à haute température où la chaleur générée par la fission nucléaire est utilisée directement ou par l'intermédiaire d'un fluide thermique pour chauffer le dioxyde de carbone supercritique.

Une analyse plus approfondie de ces cycles montre que la technologie sCO2, bien que prometteuse, ne constitue pas encore une alternative viable aux technologies à vapeur classiques en termes de densité énergétique. Toutefois, elle offre des avantages considérables en termes de flexibilité, d'efficacité dans les conditions spécifiques de fonctionnement et de potentiel pour des applications à haute température, en particulier dans des contextes où des ressources en eau sont limitées ou où des exigences environnementales strictes sont imposées.

Dans cette optique, le choix de la configuration du cycle, ainsi que l'optimisation des systèmes de récupération thermique et de rejet de chaleur, joue un rôle crucial pour atteindre les objectifs de performance souhaités. L'efficacité du cycle sCO2 peut être maximisée en tenant compte des aspects pratiques du système, notamment la conception du compresseur, la gestion de la température et de la pression, ainsi que les pertes diverses dans les systèmes auxiliaires comme les ventilateurs, les pompes et les transformateurs.

Comment optimiser le démarrage des turbines à vapeur et maîtriser le stress thermique dans les centrales électriques modernes

Le démarrage des turbines à vapeur dans les centrales électriques repose sur une série de processus complexes visant à minimiser le stress thermique tout en assurant un fonctionnement optimal. Une fois la turbine mise en rotation, l'objectif principal est de parvenir à une synchronisation fluide et rapide avec le réseau électrique, tout en maintenant une température et une pression de vapeur appropriées pour éviter tout dommage aux composants sensibles. Ce processus inclut plusieurs étapes cruciales, de la mise en rotation à froid (cold start) jusqu'à la pleine charge (full load), chacune ayant ses spécificités et exigences techniques.

Lors d'un démarrage à chaud (hot start), la turbine est déjà dans un état de préparation avancé, ce qui permet de réduire le temps nécessaire pour atteindre la vitesse nominale. Dans les cycles thermiques conventionnels, on estime qu'un démarrage à chaud prend environ une heure, ce qui permet de réaliser des cycles de production en deux shifts : démarrage le matin, fonctionnement pendant 12 à 16 heures, puis arrêt pendant la nuit. En revanche, un démarrage à froid peut prendre jusqu'à 12 heures, tandis qu'un démarrage à chaud prend environ quatre heures. Ces durées varient en fonction de la technologie de la turbine et de la configuration spécifique de la centrale, mais elles servent d'indicateurs généraux pour les cycles à vapeur traditionnels.

Un aspect essentiel du démarrage rapide dans les centrales combinées (GTCC) réside dans le contrôle de l'énergie thermique. Deux mécanismes principaux interviennent ici : la gestion du flux et de la température des gaz d'échappement de la turbine à gaz et l'utilisation de bypass de vapeur. Ce dernier permet de dévier la vapeur haute pression (HP) et moyenne pression (IP) vers le condenseur avant qu'elle n'atteigne la turbine à vapeur, évitant ainsi un échauffement trop rapide du rotor et des pièces sensibles de la machine. Ces processus sont cruciaux pour minimiser les contraintes thermiques qui risquent de fragiliser le rotor en métal froid. La gestion de la température et du flux de vapeur est effectuée par des contrôles fins à travers des dispositifs tels que des bypass en cascade et des atténuateurs thermiques (attemperators), qui permettent un réchauffage progressif de la turbine avant la montée en charge.

Le démarrage rapide des turbines à gaz, notamment dans les unités modernes de type H/J (produisant plus de 500 MWe), impose des défis techniques de taille. Ces turbines, qui fonctionnent à des températures de vapeur supérieures à 600°C, nécessitent une maîtrise parfaite des flux de vapeur, en particulier dans les turbines à vapeur haute pression (HP) et intermédiaire pression (IP). La tension entre la nécessité d'un flux de vapeur pour démarrer la turbine à vapeur et celle d'un flux pour refroidir les pales des dernières étapes de la turbine (pour éviter le surchauffe) devient un défi majeur. Cela peut entraîner un conflit de besoins en vapeur : d'un côté, un flux nécessaire pour la montée en charge rapide de l'unité, et de l'autre, un besoin de refroidissement constant pour les derniers stades de la turbine.

Afin de répondre à ces exigences, les fabricants de turbines et les exploitants de centrales ont recours à des matériaux de plus en plus sophistiqués. Par exemple, l'utilisation de rotors soudés fabriqués à partir de matériaux spéciaux, qui offrent des taux de stress thermique jusqu'à 40% inférieurs par rapport aux rotors monobloc traditionnels, est courante dans les unités les plus avancées. De plus, des ajustements dans la conception des garnitures de joints, les configurations de roulements et d'autres éléments mécaniques sont également étudiés pour optimiser le démarrage et réduire les risques de défaillance.

L'une des tendances clés dans l'évolution des turbines à vapeur réside dans l'augmentation de la taille des turbines à gaz et de la puissance associée. Par exemple, les centrales GTCC utilisant des turbines de plus de 500 MWe commencent à rivaliser en termes de taille avec les centrales à vapeur conventionnelles à charbon, en termes de capacité et de conception. Cette évolution nécessite une gestion encore plus rigoureuse des flux de vapeur et une meilleure gestion des matériaux pour résister à des températures et des contraintes thermiques toujours plus élevées.

Les matériaux utilisés pour les turbines et les composants associés évoluent également pour répondre aux exigences des nouvelles conditions de fonctionnement. À mesure que la température et la pression de la vapeur augmentent, les composants passent de l'acier ferritique à l'acier austénitique, et parfois à des superalliages. Ces matériaux permettent de mieux supporter les conditions extrêmes de température tout en maintenant une résistance et une durabilité adéquates. Cela est particulièrement pertinent pour les démarrages à froid, où les différences de propriétés thermiques entre les aciers ferritiques et austénitiques se manifestent de manière significative. Les superalliages, bien que plus coûteux, peuvent offrir des performances améliorées pour des démarrages plus rapides tout en réduisant les risques de déformation.

Une autre considération importante dans la conception et l'exploitation des turbines à vapeur est l'optimisation des processus de rejet thermique. Dans une centrale thermique alimentée par des combustibles fossiles, la chaleur excédentaire est rejetée via le condenseur de la turbine à vapeur. Cette étape de rejet de chaleur est essentielle pour garantir l'efficacité thermique du cycle. En effet, la température minimale du cycle, qui doit être aussi basse que possible, dépend largement de la pression dans le condenseur. Le maintien d'une température de réservoir suffisamment basse est donc essentiel pour maximiser l'efficacité du cycle et minimiser les pertes thermiques.

Dans les systèmes de turbines à vapeur modernes, l'optimisation de ces processus thermiques devient de plus en plus critique. L'usage de modèles de simulation dynamique sophistiqués, combinés à des analyses CFD en trois dimensions, permet de prévoir et de minimiser les contraintes thermiques sur le rotor. De telles technologies avancées sont essentielles pour affiner les performances et les rendements des centrales modernes, tout en garantissant une meilleure longévité des équipements et une réduction des risques d'endommagement lors des périodes de démarrage rapide.

Quelle est la solution optimale pour les systèmes ZLD et comment garantir leur fiabilité à long terme ?

Les systèmes de traitement des eaux en boucle fermée à rejet nul (Zero Liquid Discharge, ZLD) sont des installations complexes, nécessitant une approche minutieuse dans leur conception et leur gestion. L'un des aspects cruciaux lors de l’évaluation de la rentabilité d'un tel système est la dégradation de la capacité au fil du temps, ce qui peut influencer le coût unitaire annualisé. Selon l'analyse du cycle de vie d'un projet ZLD, la solution la plus économique pourrait très bien se réduire à un système de type 1A (concentrateur de saumure avec bassin d'évaporation) ou à un système de type 3, bien que cette dernière option soit rarement envisageable dans des sites présentant une eau d'alimentation avec une teneur en solides dissous totaux (TDS) très élevée. Ces systèmes présentent des avantages en termes de coût initial, mais il est important de noter qu'ils peuvent ne pas offrir la même robustesse et fiabilité sur le long terme que des solutions plus complexes.

Une solution plus coûteuse en termes d'investissement initial, mais susceptible de garantir une plus grande fiabilité, pourrait être celle d'un design multi-train avec des composants parallèles. Par exemple, une configuration 2 x 50 % ou 3 x 50 % pourrait être envisagée, mais cela dépendra fortement de la fiabilité globale du système, en l'absence d'une capacité de stockage importante. Cependant, cette solution n'est pas universellement applicable, et son choix nécessite une analyse détaillée au cas par cas. Un autre point essentiel à souligner est la nécessité d'un personnel qualifié pour faire fonctionner et maintenir l'usine ZLD. La fiabilité d'un tel système sans une équipe d'exploitation compétente est tout simplement impossible.

Les recommandations générales pour la conception d'un système ZLD se basent sur des principes simples mais efficaces : privilégier la solution la plus simple en fonction de la qualité de l'eau d'alimentation et de la production, comme le préconise le principe du rasoir d'Occam. Dans un premier temps, il est conseillé de viser un système à un seul train, que ce soit un concentrateur de saumure avec un bassin d'évaporation ou un système de membranes avec bassin d'évaporation. Des systèmes de récupération d'eau haute efficacité, comme le HERO™ ou RO/EDI, peuvent également être envisagés, à condition que les conditions d’opération le permettent. Si ces solutions s’avèrent non réalisables, il devient nécessaire de considérer d’autres variantes, en introduisant des éléments permettant d'améliorer la fiabilité, tels que des capacités de stockage accrues, l'utilisation de réservoirs ou la mise en place de systèmes de réduction temporaire des volumes en cas de panne du système ZLD.

Un autre aspect fondamental à prendre en compte est la capacité d’un système ZLD à fonctionner de manière continue, même en cas de défaillance de certains de ses composants. Cela implique la disponibilité de composants de rechange, tels que des pompes de petite taille, des moteurs de pompe, et des pièces de compresseur à vapeur (VC). La capacité de stockage de réservoirs pour assurer le fonctionnement du système en cas de panne d'un sous-système est également une considération critique. En outre, il est crucial de garantir un approvisionnement de secours en vapeur pour le concentrateur de saumure en cas de défaillance du compresseur à vapeur.

Lorsque le ZLD est envisagé comme dernière solution possible, il convient de procéder à une analyse approfondie de la chimie de l’eau brute, en tenant compte des scénarios moyens, optimistes et pessimistes, ainsi que des réglementations environnementales concernant l'élimination des concentrés, qu'ils soient sous forme liquide ou solide. Les enseignements tirés de projets antérieurs indiquent que la capacité et la taille du système doivent toujours prévoir des marges suffisantes pour tenir compte de conditions de fonctionnement difficiles, telles que l'encrassement ou le vieillissement des équipements, notamment les échangeurs de chaleur du concentrateur de saumure et du cristalliseur.

La sélection des matériaux est également un point clé. Il est tentant de réduire les coûts en choisissant des matériaux de moindre qualité, mais cela pourrait s’avérer coûteux à long terme. Par exemple, l'utilisation d'aciers alliés pour la fabrication des réservoirs d’alimentation du cristalliseur est indispensable pour garantir leur durabilité face à des conditions extrêmes.

La redondance des composants et la disponibilité d’équipements de secours, y compris des réservoirs et des unités de traitement portables, doivent également être intégrées dans la conception pour garantir la continuité des opérations. Enfin, il est essentiel que l'équipe opérationnelle soit suffisamment nombreuse et qualifiée pour garantir la bonne gestion du système ZLD. L'expérience du secteur montre que ces systèmes sont complexes, coûteux et difficiles à maintenir, ce qui justifie l’importance de disposer d'une équipe formée et disponible en permanence.

Il convient également de rappeler que les systèmes ZLD ne devraient être envisagés que comme une solution de dernier recours, lorsque d'autres options de traitement des eaux ne sont pas possibles en raison de réglementations environnementales strictes. Les alternatives telles que l'injection dans des puits souterrains ou l’utilisation de bassins d'évaporation devraient être explorées en priorité avant de se tourner vers un système ZLD.

Il est donc crucial d'avoir une approche réfléchie et détaillée lorsqu’on conçoit et implémente un système ZLD, en tenant compte de tous les aspects techniques, environnementaux et humains.

Quelles sont les méthodes de démarrage des cycles combinés et comment ont-elles évolué au cours des dernières décennies ?

Le démarrage des centrales à cycle combiné peut se faire selon deux méthodes principales : la méthode conventionnelle, lente, et la méthode accélérée, rapide. Ces deux approches, bien que similaires dans leur structure de base, diffèrent par le temps de démarrage et les émissions produites pendant cette période. Ces dernières années, la méthode rapide a gagné en popularité, principalement pour deux raisons majeures : les réglementations de plus en plus strictes sur les émissions de NOx et de CO pendant le démarrage des installations, et la capacité de ces systèmes à compenser l’intermittence des énergies renouvelables telles que l’éolien et le solaire, qui connaissent une part croissante dans le mix énergétique, notamment en Amérique du Nord et en Europe.

La méthode conventionnelle de démarrage, qui était courante avant l’adoption des technologies modernes, commence par l'engagement de l’LCI (Load Commutated Inverter). Le turbogénérateur est ensuite mis en rotation à une vitesse d'environ 25% de sa capacité nominale, tandis que le purging de l'HRSG (Heat Recovery Steam Generator) commence. Ce processus prend du temps, souvent jusqu'à 12 minutes pour achever la purge. La turbine est ensuite laissée à tourner lentement, parfois jusqu'à 15% de sa vitesse nominale, avant que l’allumage ne commence. Après une période de réchauffement des composants de la chambre de combustion, la turbine atteint progressivement sa pleine vitesse de synchronisation.

Il faut noter qu'au cours de ce processus, la centrale doit se maintenir à un certain niveau de charge minimal pour respecter les limites d’émissions de NOx et de CO. Pour les turbines plus anciennes, notamment celles de classe E et F, ce niveau de charge minimal pour rester conforme aux normes d'émissions (MECL, Minimum Emission Compliant Load) était souvent de 60%. Cependant, avec l’avènement des nouvelles technologies de combusteurs DLN (Dry Low NOx), ce seuil a été réduit à environ 40-50%, et dans certains cas, à 35%. Les turbines à combustion séquentielle, comme les modèles GE/Alstom GT24 et GT26, peuvent fonctionner à des charges aussi faibles que 20% tout en respectant les normes d’émissions.

Le démarrage conventionnel implique également une phase de maintien à faible charge. Durant cette phase, la turbine à gaz fonctionne à une charge minimale pour réchauffer progressivement le métal dans les composants critiques, comme le tambour à haute pression de l'HRSG et la turbine à vapeur, pour éviter toute contrainte thermique excessive. Cette période de maintien peut durer plusieurs heures, en fonction de la température initiale des composants métalliques.

En revanche, le démarrage rapide cherche à réduire ce temps de mise en température, ce qui permet de diminuer les émissions générées lors du démarrage. Pour ce faire, deux changements fondamentaux ont été introduits : la suppression de la séquence de purge de l'HRSG (réalisée juste après l'arrêt de la turbine) et la suppression de la phase de maintien à faible charge avec une énergie d’échappement réduite. La gestion thermique des émissions et de la température de la vapeur générée par l'HRSG est cruciale, et la méthode de démarrage rapide repose sur un découplage thermique entre la turbine à gaz et le cycle de vapeur, ce qui est réalisé en utilisant un système de dérivation de vapeur. Ce système permet de contrôler le débit et la température de la vapeur sans recourir à un contrôle direct de la charge de la turbine à gaz.

Une approche récemment proposée pour améliorer ce découplage thermique consiste à injecter de l’air dans les gaz d'échappement de la turbine à gaz via le conduit de transition. Cependant, la méthode la plus courante et la plus efficace reste l’utilisation de la dérivation en cascade avec des attemperateurs (TA), situés à la sortie de l’HRSG. Ces attemperateurs permettent de contrôler la température finale de la vapeur, réduisant ainsi la pression sur les matériaux et augmentant la durée de vie de l’équipement.

Le démarrage rapide consiste en plusieurs étapes, qui commencent dès que le bouton de démarrage est enfoncé. L’LCI est immédiatement préconnecté et commence à fonctionner sans délai. Cela permet de réduire considérablement le temps d’attente initial et de minimiser la production de gaz à effet de serre et autres polluants.

Les centrales modernes dotées de turbines à gaz de classe avancée ne sont généralement pas conçues pour un démarrage lent conventionnel. Même de nombreuses centrales plus anciennes, qui utilisaient des turbines de classes E et F, sont aujourd’hui équipées de nouvelles technologies DLN qui leur permettent de démarrer plus rapidement tout en respectant les normes d’émissions.

Cette évolution vers des méthodes de démarrage plus rapides et plus propres est essentielle pour l’avenir de la production d’énergie durable. Alors que la demande de flexibilité de production d’électricité augmente, en particulier pour compenser l'intermittence des sources renouvelables, il devient crucial d’optimiser les délais de démarrage des centrales à cycle combiné, tout en maintenant un niveau d’émissions respectueux des normes environnementales.

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