Le principal coupable du réchauffement climatique est sans conteste la combustion des combustibles fossiles, en particulier du charbon. Par conséquent, l'objectif principal pour freiner, voire inverser, ce phénomène global, est l'élimination du charbon du mix énergétique. La première étape de cette démarche consiste à remplacer les centrales au charbon par des centrales à gaz naturel, notamment à travers des turbines à gaz fonctionnant en cycles simples ou combinés.

Cependant, la transition énergétique, qui englobe bien plus que le simple remplacement du charbon par le gaz naturel, doit également inclure une augmentation significative de la part des énergies renouvelables, principalement le solaire et l’éolien, mais aussi la géothermie et l’hydroélectricité. L’enjeu majeur ici est que ces sources d’énergie, solaires et éoliennes, sont par nature intermittentes, ce qui nécessite l’utilisation de systèmes de stockage d’énergie pour en garantir la stabilité. Des technologies telles que les batteries, l’hydroélectricité pompée, l’air comprimé et d’autres innovations émergentes deviennent ainsi essentielles pour palier l’intermittence de ces ressources.

À ce jour, bien que l’on prévoit que les centrales à combustibles fossiles continueront de fournir une part significative de l’électricité mondiale jusqu’à ce qu’elles soient définitivement remplacées par des sources sans CO2 – idéalement, y compris l’énergie nucléaire – la capture du CO2 dans les gaz de cheminée de ces centrales devient une condition sine qua non pour limiter les effets du réchauffement climatique.

Un autre acteur clé dans cette transition est l'hydrogène, qui est devenu un « vecteur énergétique » permettant de faciliter le passage à un monde où l’électricité sera totalement dépourvue de dioxyde de carbone. Cependant, malgré ces avancées technologiques, la progression mondiale dans la transition énergétique reste désordonnée et souvent imprévisible. Il n'existe pas de stratégie claire et conjointe à l'échelle mondiale, un fait d’autant plus évident lors de la crise énergétique de 2021. En effet, les prix de l'énergie ont grimpé de manière spectaculaire en mai 2021, bien que la demande ait chuté de 5 % en raison de la pandémie de COVID-19. Cette situation est en grande partie attribuable à des décisions hâtives visant à éliminer les énergies fossiles et nucléaires du mix énergétique.

Une autre manifestation de l’instabilité de la transition énergétique est l’essor des technologies « miracles », souvent présentées comme des solutions rapides aux émissions de gaz à effet de serre. Certaines de ces idées sont irréalistes, voire farfelues, et d’autres sont encore à des stades de développement très précaires (niveaux de préparation technologique faibles, TRL), nécessitant des décennies avant d’atteindre une viabilité commerciale, et ce, à des coûts astronomiques. Même celles qui semblent prometteuses sont parfois accompagnées de publicités mensongères, vantant des coûts et des performances irréalistes, bien loin des exigences d’une analyse technique rigoureuse.

C’est dans ce contexte que l’auteur de ce livre se propose d’examiner, à travers les principes fondamentaux de l’ingénierie thermique, les technologies actuelles et émergentes de production d’électricité, telles que les moteurs à combustion, la capture du CO2, le stockage de l’énergie, ainsi que l’utilisation de nouveaux carburants comme l’hydrogène. L’objectif n’est pas de fournir un guide d’introduction à ces sujets, mais d’offrir une analyse réaliste de leur potentiel à travers des calculs détaillés et une étude approfondie des coûts et des performances. Il s’agit d’une lecture destinée aux professionnels du secteur, ainsi qu’aux chercheurs et aux acteurs des laboratoires industriels et académiques, dans le but de les aider à évaluer les technologies émergentes dans le cadre de la transition énergétique.

L’expérience de l’auteur, qui s’étend sur plus de 25 ans dans l’industrie de la production d’électricité, lui permet de traiter ces sujets avec une expertise de terrain, notamment dans la conception thermique et le développement de logiciels, ainsi qu’en travaillant avec des organisations OEM et EPC. Cette analyse se veut aussi objective que possible, ne présentant aucun conflit d’intérêt, les conclusions étant tirées de données réelles et de calculs précis.

Il est également essentiel de comprendre que la transition énergétique ne se résume pas simplement à une substitution d’une source d’énergie par une autre. Elle implique une transformation profonde de nos infrastructures, de nos habitudes de consommation, et de la manière dont les sociétés fonctionnent à l’échelle mondiale. Il s’agit d’une démarche collective et complexe, qui nécessite une coopération internationale sans précédent, un soutien des gouvernements, des industries et des citoyens. Le défi est immense, mais les solutions existent – encore faut-il qu’elles soient mises en œuvre avec discernement et dans un cadre stratégique à long terme.

Quel est l'impact des systèmes de rejet de chaleur et des technologies Zero Liquid Discharge (ZLD) sur l'efficacité énergétique et la gestion de l'eau dans les centrales électriques ?

Le choix d'un système de rejet de chaleur dans une centrale thermique dépend principalement de deux facteurs : la disponibilité d'une source de refroidissement naturelle et la capacité matérielle (et financière) à l'exploiter efficacement. Les deux principales sources de refroidissement naturelles sont l'eau et l'air. L'eau, en raison de sa capacité thermique spécifique plus élevée, est un bien meilleur fluide de refroidissement que l'air. Ainsi, pour atteindre une efficacité thermique maximale, le système de condensation par eau, utilisant de l'eau froide provenant de sources naturelles comme des lacs, rivières ou océans, est idéal. Ce système permet de condenser la vapeur d’échappement des turbines à vapeur et de renvoyer l'eau chaude à sa source d'origine. C’est pourquoi le condenseur à eau ouverte (ou à circuit unique) reste la référence pour les tests de performance des centrales électriques (avec des pressions de condensation de 1,2 in. Hg ou 41 mbar, typiquement).

L’avantage de ce type de refroidissement est double : il permet d’atteindre une faible pression de condensation (ce qui augmente la production d’énergie de la turbine à vapeur) sans entraîner une consommation excessive d’énergie parasitaire via les ventilateurs des tours de refroidissement. Cependant, cette solution comporte également des défis : la disponibilité d’une source d'eau naturelle à proximité et l’obtention des autorisations environnementales nécessaires pour son utilisation. Par ailleurs, l’impact environnemental de l'extraction massive d'eau (qui peut atteindre 75 700 litres par MWh) est une contrainte croissante, compliquant l'obtention des permis.

En conséquence, les systèmes fermés, comme les tours de refroidissement à tirage mécanique (qui consomment environ 757 litres d'eau par MWh) ou les systèmes de refroidissement à sec (qui consomment seulement quelques litres d'eau par MWh), sont utilisés de plus en plus fréquemment. Toutefois, ces systèmes fermés présentent des coûts énergétiques supplémentaires dus à la consommation d’énergie par les ventilateurs d'air et à la pression de vapeur élevée. Bien que leur impact sur les ressources en eau soit réduit par rapport aux systèmes ouverts, même cette consommation d’eau limitée devient problématique dans les régions où les ressources en eau sont rares. C’est dans ce contexte que les systèmes Zero Liquid Discharge (ZLD) entrent en jeu.

Les systèmes ZLD visent à traiter les eaux usées de la centrale et à les récupérer pour un réutilisation après élimination des solides. Dans une centrale à cycle combiné gaz et vapeur (GTCC) équipée d'une tour de refroidissement à tirage mécanique, la principale source d’eaux usées provient de la purge de la tour de refroidissement. Les technologies ZLD disponibles se divisent en deux grandes catégories : l’évaporation thermique (concentrateur de saumure et cristalliseur) et les technologies membranaires (osmose inverse). Chacune de ces technologies a des configurations spécifiques et peut être utilisée seule ou combinée, créant ainsi cinq configurations de traitement différentes.

L'évaporation thermique peut être réalisée par un concentrateur de saumure seul ou associé à un cristalliseur, tandis que les technologies membranaires utilisent l'osmose inverse, classique ou à haute récupération (comme dans le dessalement d’eau de mer), parfois combinées avec un adoucisseur d’eau pour améliorer l'efficacité de la récupération. L’efficacité de ces technologies dépend de plusieurs facteurs, notamment la qualité de l'eau brute, les besoins en eau de récupération et la configuration des systèmes.

Les systèmes combinant osmose inverse et évaporation thermique (notamment les configurations 2A et 2B) sont capables d’atteindre des performances de récupération d’eau similaires à celles des technologies les plus avancées, telles que la technologie HERO™ (osmose inverse à haute efficacité). Ces systèmes sont particulièrement adaptés aux sites où les conditions d’eau (comme la présence de solides dissous et de silice) rendent l’osmose inverse classique difficile. L’un des défis majeurs de ces systèmes reste toutefois la gestion des concentrés et des saumures, car leur élimination pose des problèmes environnementaux.

Le choix d’une configuration ZLD optimale pour une centrale donnée nécessite une analyse soigneuse des coûts et des performances. Les coûts annuels unitaire, qui prennent en compte à la fois les coûts d’investissement et les coûts opérationnels (électricité pour faire fonctionner les pompes et compresseurs), sont des indicateurs cruciaux. Une étude réalisée par la WateReuse Foundation (WF) a comparé plusieurs configurations dans des conditions variées de qualité de l'eau et de débit. Les résultats montrent que les systèmes de haute récupération, bien que plus coûteux en termes de capital initial, peuvent offrir une meilleure performance en termes de récupération d'eau.

Dans tous les cas, les décisions doivent être basées sur une évaluation minutieuse de chaque site, en prenant en compte la qualité de l’eau, la disponibilité des ressources et les coûts à long terme. Les technologies ZLD, bien qu’encore relativement récentes, offrent un potentiel important pour améliorer l’efficacité énergétique des centrales thermiques tout en réduisant leur impact environnemental. Le développement et la mise en œuvre de ces systèmes nécessitent des innovations continues, tant au niveau de la technologie que de la gestion des ressources en eau, pour répondre aux besoins croissants de production d’énergie et de préservation des ressources naturelles.

Quelle est l'efficacité des technologies de production d'hydrogène dans le contexte des centrales électriques ?

L'hydrogène, longtemps perçu comme un simple vecteur énergétique, est aujourd'hui au cœur des préoccupations relatives à la transition énergétique et à la réduction des émissions de CO2. Parmi les diverses méthodes de production, l'autothermal reforming (ATR), la steam methane reforming (SMR) et la partial oxidation (POX) se distinguent comme les plus prometteuses pour générer de l'hydrogène à grande échelle. Cependant, le choix entre ces technologies, en fonction de leurs coûts, de leur efficacité énergétique et de leur impact environnemental, demeure un défi complexe.

Dans le cadre des centrales thermiques, le recours à l'hydrogène comme combustible alternatif à des énergies fossiles peut transformer les systèmes de production d'électricité en réduisant les émissions de CO2. Cependant, cela s’accompagne de la nécessité de capturer et de stocker le carbone émis, ce qui a des implications financières et techniques non négligeables.

L'un des aspects clés du processus de capture du CO2 réside dans le coût du CAPEX (capital expenditure) et son évolution en fonction de la part d’hydrogène dans le mélange énergétique utilisé. Par exemple, dans les configurations étudiées, la part d'hydrogène dans le combustible passe de 0 à 100 %, entraînant une réduction progressive des émissions de CO2, tout en impactant positivement l’efficacité des turbines à gaz et des centrales à cycle combiné. Ce phénomène est bien illustré dans les tableaux présentés, où l'on observe une baisse significative du CO2 produit par MWh avec l’augmentation du pourcentage d’hydrogène.

En outre, la comparaison entre le SMR et l’ATR révèle que cette dernière offre des avantages notables en termes de réactivité et d'efficacité énergétique. Contrairement à la SMR, qui repose sur des températures extrêmement élevées et qui présente une inefficacité liée à des pertes thermiques, l’ATR combine l'oxydation partielle et la reformulation catalytique, permettant une conversion plus rapide et plus efficace des combustibles en hydrogène. De plus, le processus ATR est plus compact, ce qui réduit la complexité et les coûts d’installation.

Malgré ces avantages, l'ATR présente également des défis, notamment le besoin d’oxygène pur, ce qui implique l’utilisation d’unités de séparation d'air (ASU) coûteuses. Néanmoins, lorsque le rapport coût/efficacité est pris en compte, l'ATR semble être une option viable pour une production d’hydrogène à grande échelle, notamment dans les applications industrielles et les centrales électriques.

L'impact environnemental de ces technologies, bien que réduit par l’utilisation de l'hydrogène, reste un point crucial. En effet, le captage du CO2 généré par la combustion des gaz naturels est une étape indispensable, mais elle est coûteuse et techniquement complexe. Les coûts de capture du CO2 varient selon le type de technologie utilisée, et ces coûts tendent à diminuer à mesure que la concentration d’hydrogène dans le combustible augmente. Cependant, la capture complète du CO2 dans des systèmes à base d’hydrogène est encore une question en évolution, tant sur le plan technologique que sur celui de la rentabilité.

Il est également important de noter que, bien que le CO2 soit capturé et stocké, les technologies comme l’ATR, qui ne génèrent que 7,3 kg de CO2 pour chaque kg d’hydrogène produit, sont susceptibles de répondre aux objectifs de décarbonation dans des secteurs tels que la production d’électricité. Toutefois, la compatibilité de ces technologies avec des unités GTCC (Gas Turbine Combined Cycle) et leur impact sur le rendement global restent des éléments à évaluer avec précision.

Au-delà des aspects techniques, les considérations économiques sont primordiales. Les coûts de l'hydrogène, notamment dans les grandes installations de production, varient considérablement selon les technologies et les méthodes employées. Les études récentes, telles que celles de Jakobsen et Atlar (2016), ont exploré non seulement les technologies de production d’hydrogène classiques (SMR, ATR, POX), mais aussi des solutions hybrides, telles que l’électrolyse combinée à l’ATR. Bien que l'électrolyse apparaisse comme une alternative propre à long terme, sa compétitivité dépend largement des prix de l’électricité et des coûts d’investissement dans des infrastructures à grande échelle.

Dans cette perspective, l'hydrogène produit par des méthodes à faible émission de carbone pourrait devenir un élément clé des futures stratégies énergétiques, mais son coût de production reste un obstacle majeur. Les recherches futures devront se concentrer sur la réduction des coûts CAPEX, l'amélioration des rendements énergétiques, et l'optimisation des procédés de capture et de stockage du carbone, tout en veillant à limiter l'empreinte écologique de la production d'hydrogène.

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