Les amines jouent un rôle central dans de nombreux procédés industriels, notamment dans la capture du CO2 à partir de gaz de combustion. Après leur régénération, ces amines sont recyclées dans le système, mais une partie est inévitablement perdue. Cette perte est compensée par l'ajout d'amines fraîches, généralement livrées sous forme concentrée, et stockées dans un réservoir dédié. Ce processus garantit que la concentration de la solution d'amines reste conforme aux spécifications du système, typiquement entre 30 % et 35 % en poids. Pendant les périodes d'arrêt, la circulation de l'amine est maintenue, mais sans l'écoulement de gaz de cheminée, afin de préserver l'intégrité de la solution tout au long de l’équipement.

Le CO2 capturé, une fois libéré du régénérateur, est saturé d'eau, ce qui peut poser des problèmes pour son transport ou son stockage. Pour réduire la teneur en humidité du CO2 à des niveaux extrêmement faibles, des déshydrateurs à dessicants sont utilisés. Ces systèmes sont conçus pour éliminer plus de 90 % de l'eau présente dans le flux de gaz, garantissant ainsi que le CO2 atteint les niveaux d'humidité requis, souvent inférieurs à 50 ppmw. Pour cela, le CO2 est comprimé à plusieurs stades, et chaque section est équipée d'interrefroidisseurs pour maintenir la température à des niveaux acceptables et réduire la consommation d'énergie.

Le choix du compresseur dépend de plusieurs facteurs, dont le rapport de pression global et le débit du CO2. Le CO2 est généralement comprimé à partir de pressions proches de l’atmosphérique jusqu'à des pressions bien plus élevées, pouvant atteindre 150 bar ou plus pour le transport par pipeline. Pour des applications de séquestration, les pressions peuvent dépasser les 200 bar, nécessitant l'utilisation de plusieurs sections de compression avec intercoolers en entre-deux.

Les compresseurs centrifuges à plusieurs étages sont utilisés pour ce type d’application, et il existe deux configurations principales : les compresseurs en ligne et les compresseurs à entraînement intégré. Les compresseurs en ligne sont plus volumineux et peuvent être utilisés dans des configurations à haute pression, avec plusieurs étapes d'impulseurs. Bien qu’ils soient plus complexes et plus coûteux, ils sont bien établis et efficaces pour des applications à grande échelle. D'autre part, les compresseurs à entraînement intégré (IGC) offrent des avantages en termes de compacité et de flexibilité. Ils permettent un contrôle optimal de la vitesse des différentes étapes, améliorant ainsi l'efficacité globale du processus.

Le schéma de fonctionnement d'un compresseur à entraînement intégré montre une disposition des sections haute pression (HP) et basse pression (LP), avec un nombre d’étages variable et des refroidisseurs pour optimiser la performance. Les compresseurs IGC sont souvent utilisés dans des processus industriels où la pression doit être maintenue à des niveaux élevés, comme dans les usines d'urée, où la compression du CO2 peut atteindre 200 bar.

L’utilisation de déshydrateurs et de compresseurs adaptés est essentielle pour garantir l’efficacité de la capture du CO2 et son transport sans perte de performance. Ce processus permet non seulement de respecter les normes environnementales strictes, mais aussi de maximiser l'efficacité énergétique du système.

Les aspects pratiques du fonctionnement des déshydrateurs et des compresseurs à haute pression sont déterminés par des principes de thermodynamique et de mécanique des fluides, avec des calculs précis sur la vitesse de rotation, le débit volumétrique, et la consommation énergétique. La sélection du compresseur repose sur des paramètres sans dimension, tels que la vitesse spécifique et le diamètre spécifique, qui sont des fonctions de la vitesse du compresseur, du débit d’entrée et de la tête polytropique. Ce dernier est un indicateur clé du rapport de pression du compresseur et de sa consommation d'énergie.

Quelle est la performance du compresseur CO2 intégré à 8 étages pour la capture du carbone ?

Les compresseurs à vis intégrés à huit étages pour la capture du CO2 sont conçus en conformité avec la norme API 61717, tout en tenant compte des commentaires et des exceptions des fabricants d'équipements d'origine (OEM). Ces unités, telles qu'illustrées sur les schémas de performance, sont construites de manière à répondre aux exigences les plus strictes de la compression du CO2, en particulier dans les installations de capture de carbone.

Un aspect notable de la configuration du compresseur est sa capacité à intégrer des modules de compresseur à basse pression (LP) et haute pression (HP), chacun entraîné par un moteur à induction haute vitesse. Les compresseurs sont généralement divisés en deux sections, avec des refroidisseurs intermédiaires placés entre les sections de compresseurs LP et HP. Ces refroidisseurs sont essentiels pour maintenir l'efficacité thermique tout en minimisant l'usure des équipements. La conception modulaire permet également des configurations alternatives, où un seul moteur électrique entraîne à la fois les compresseurs LP et HP via deux réducteurs distincts. Cette flexibilité est particulièrement importante pour optimiser la consommation d'énergie, grâce à un système de régulation de fréquence variable (VFD) qui permet de démarrer en douceur le moteur, réduisant ainsi les pics de charge sur le réseau électrique.

Les performances thermodynamiques du compresseur, basées sur des modèles comme THERMOFLEX, révèlent une consommation d'énergie de 14 MWe, équivalente à environ 365 kJ/kg de CO2 capturé. Cette consommation se traduit par une production de chaleur résiduelle qui est évacuée par le système de refroidissement, bien que cette chaleur soit difficile à exploiter efficacement pour la production d'électricité supplémentaire, étant donné sa faible exergie. Il est possible d'envisager une intégration limitée de cette chaleur résiduelle dans d'autres parties de l'installation, mais une analyse coûts-avantages minutieuse est nécessaire, notamment lors de la phase d'ingénierie de conception détaillée (FEED).

Une alternative intéressante pourrait résider dans l'option d'un compresseur à conception conventionnelle, avec un "pompe CO2" supercritique finale, utilisant des compresseurs centrifuges éprouvés, offrant ainsi un meilleur potentiel de récupération thermique. Cette approche peut, dans certains cas, s'avérer plus avantageuse en termes de rendement énergétique, surtout si elle est bien intégrée dans l'ensemble du système de capture de carbone.

Les courbes de performance fournies par le fabricant permettent d'ajuster les caractéristiques de fonctionnement du compresseur, en particulier en termes de pression de décharge et de consommation d'énergie, en fonction du débit d'entrée réel du gaz. Cela inclut l'optimisation de la turndown, où la réduction du débit de CO2 est réalisée via des volets de régulation (IGVs), sans recirculation excessive, ce qui permet d'améliorer l'efficacité énergétique du système.

Il est essentiel de comprendre que la performance du compresseur de capture de CO2 n'est pas uniquement une question de puissance électrique consommée, mais aussi de la gestion de la chaleur générée tout au long du processus. La récupération et l'optimisation de cette chaleur jouent un rôle crucial dans l'efficacité globale de la capture, et chaque installation nécessitera une évaluation approfondie des meilleures options pour minimiser la consommation d'énergie tout en maximisant le rendement de capture.

Pour les ingénieurs et techniciens impliqués dans des projets de capture du carbone, la compréhension de la dynamique thermique et de la consommation d'énergie est essentielle. L'efficacité de la récupération de chaleur, par exemple, peut avoir un impact considérable sur les coûts d'exploitation et de maintenance de l'installation. Les choix concernant le design du compresseur doivent être soigneusement évalués en fonction des besoins spécifiques du projet, en prenant en compte non seulement les performances énergétiques, mais aussi la compatibilité avec d'autres systèmes de l'usine de capture, comme les unités de déshydratation et les tours de refroidissement. Il est aussi crucial d'intégrer la gestion de l'exergie dans la conception pour éviter des pertes inutiles.

L'évolution du rendement des cycles combinés dans les turbines à gaz et la combustion par détonation

Le rendement des cycles combinés à turbine à gaz (CCGT) dans la classe J, comme dans le modèle GE 7HA.02, atteint une efficacité nette de 63,4-63,6 % pour une configuration CC 1x1x1 et 2x2x1, correspondant à un "facteur technologique" (TF) de 0,83. Cela indique qu'un rendement de base ISO pour une turbine à gaz avec un brûleur à gain de pression, développé à ce même niveau technologique, pourrait atteindre 65,7 %. Cela représente un gain de près de 2,5 points de pourcentage, obtenu avec une température d'entrée turbine (TIT) de 1735 K. Ce gain en efficacité serait équivalent à une température d'entrée turbine de classe F, bien que ce rendement soit calculé en comparant une turbine avec une TIT nominale de 1600°C.

Dans un contexte plus avancé, les performances ultimes des turbines à gaz combinées (GTCC) peuvent atteindre un rendement net LHV de 68,3 % avec un moteur à détonation rotative (RDE). Cependant, selon une étude d'Aerojet Rocketdyne, le rendement du GTCC utilisant un moteur RDE a été modélisé à 66,4 %, ce qui démontre la complexité des calculs et des modélisations impliquées dans ces technologies.

En ce qui concerne l'efficacité des cycles de Brayton et d'Atkinson, la comparaison de ces cycles montre clairement les limitations de l'Atkinson comme substitut idéal pour un cycle à combustion avec gain de pression. Lorsque les cycles atteignent des rapports de pression (PR) très élevés, comme le rapport PR = 63,7:1, l'efficacité en CC de l'Atkinson devient comparable à celle du cycle de Brayton, mais avec un coût de performance élevé. Cette comparaison reste théorique, car à des rapports de pression aussi extrêmes, le cycle de Brayton, même dans des configurations classiques, dépasse largement les capacités de l'Atkinson.

En réalité, les véritables avancées technologiques résident dans l'exploration des cycles à combustion par détonation. La thermodynamique fondamentale, analysée via les cycles standards à air, établit la supériorité du cycle R-G par rapport aux cycles de Brayton et Atkinson. Le défi principal réside dans la conception de dispositifs capables de réaliser un processus de combustion dans un flux à température et pression croissantes. Les exemples de flux non stationnaires comme la turbine Holzwarth et la turbine Pescara, qui combinent des turbines à gaz et des moteurs diesel, illustrent des tentatives d'approximations de ce concept.

La combustion par détonation représente une forme rapide et violente de combustion, où le transfert d'énergie principal se fait par le flux de masse dans une onde de compression forte, autrement dit une onde de choc, avec une contribution négligeable d'autres mécanismes comme la conduction thermique dans les flammes. Cela implique un processus composite où une onde de choc classique augmente la température et la pression du mélange de réactifs, suivie d'une zone de réaction plus épaisse dans laquelle la réaction chimique va idéalement se terminer.

Il est essentiel de souligner que le cycle DCHA, bien que parfois représenté graphiquement sur des diagrammes T-s, n’est pas un cycle à volume constant idéal, car le processus de combustion par détonation ne peut pas être décrit simplement sur un tel diagramme. Le DCHA est un cycle qui représente un compromis entre un processus à onde de choc adiabatique et un processus de combustion avec ajout de chaleur dans une onde de détonation. C'est une approximation du processus CVHA du cycle R-G, mais avec une différence d'efficacité notable : l'entropie totale du processus de détonation C-J est environ 15-20 % plus élevée que dans le processus CVHA du cycle R-G, ce qui explique pourquoi le DCHA sera toujours moins efficace que son homologue idéal.

Ainsi, les progrès dans les cycles à combustion par détonation dépendent d'une modélisation et d'une compréhension précises des processus thermodynamiques qui régissent les ondes de choc et les réactions chimiques sous des conditions extrêmes de température et de pression. Les calculs des rendements de ces systèmes, comme ceux liés au nombre de Mach et à la relation entre la température et la pression avant et après la détonation, nécessitent des approches rigoureuses et des algorithmes de simulation avancés pour prédire de manière réaliste les performances des moteurs à détonation.

L'une des difficultés majeures dans la mise en œuvre de ces cycles à détonation est l'instabilité inhérente des processus de détonation à température et pression élevées. La gestion de ces phénomènes dans des systèmes pratiques, tout en assurant leur stabilité et leur rendement, reste un défi majeur. En outre, bien que la modélisation mathématique fournisse une bonne approximation des performances de ces cycles, la mise en œuvre physique de ces concepts est une autre question, qui nécessite de surmonter des obstacles techniques importants, tels que la gestion des hautes températures et des fortes pressions.

Pourquoi le gouverneur à pente (droop) est-il essentiel pour la stabilité des réseaux électriques ?

Le régulateur à pente, ou "droop governor", joue un rôle fondamental dans la gestion de la vitesse des turbines à gaz connectées aux réseaux électriques. Contrairement à un gouverneur isochrone, qui maintient la fréquence de façon constante, le régulateur à pente ajuste la sortie de puissance d'un générateur en fonction de la variation de fréquence du système. Ce phénomène est essentiel pour assurer la stabilité du réseau, notamment lorsque plusieurs générateurs sont connectés simultanément.

Le droop, défini comme le rapport entre le changement relatif de fréquence du système et le changement relatif de la puissance de sortie du générateur, est exprimé par la formule :

d=AfAW×100d = \frac{Af}{AW} \times 100

Où Af représente le changement de fréquence en Hz, f0 la fréquence nominale du système, AW le changement de puissance en kW ou MW, et W la puissance nominale du générateur. Par exemple, un changement de fréquence de 1% (soit 0.5 Hz pour un réseau à 50 Hz) provoque une variation de 25% de la sortie du générateur, ce qui donne un droop de 4%.

Le régulateur à pente fonctionne en comparant la vitesse réelle de la turbine à une valeur de référence, appelée "référence de vitesse" ou "speed changer". Cette différence, appelée "erreur de vitesse", permet de déterminer la quantité de carburant à injecter, ajustant ainsi la sortie de puissance du générateur. En d'autres termes, le régulateur adapte la puissance du générateur proportionnellement à l'erreur de vitesse, en fonction du droop défini.

Ainsi, pour un régulateur à pente de 4%, si l'opérateur souhaite que la turbine fonctionne à 100% de sa capacité, il doit définir le "speed changer" à 4%, ce qui permettra au générateur de produire une puissance égale à sa sortie nominale. Si l'opérateur souhaite que la turbine fonctionne à 50% de sa capacité, le "speed changer" doit être défini à 2%, pour que la turbine fonctionne à 50% de sa sortie.

Cette approche, bien que fondamentale, peut sembler contre-intuitive au premier abord. En effet, contrairement au régulateur isochrone, où la turbine ajuste immédiatement sa sortie de puissance pour maintenir la fréquence constante, le régulateur à pente réagit de manière plus graduée aux variations de fréquence. Cependant, cette réactivité est essentielle pour la stabilité des systèmes interconnectés.

Un des exemples les plus parlants pour illustrer la nécessité du régulateur à pente est celui d'un système où plusieurs générateurs sont connectés ensemble. Sans la pente, chaque générateur tenterait de compenser individuellement les variations de fréquence, ce qui entraînerait un chaos et une instabilité du système. Prenons l'exemple suivant : quatre hommes tirant ensemble une charge de 100 unités, analogue à un réseau électrique à 50 Hz. Si une charge de 20 unités tombe, les quatre hommes devront ajuster leur force respective pour répartir la charge restante. Si ces hommes étaient régis par un gouverneur isochrone, ils tenteraient de compenser seuls la perte de charge, provoquant ainsi un déséquilibre. Avec un gouverneur à pente de 4%, chaque homme sait exactement quelle quantité de force il doit appliquer pour rétablir l'équilibre. Cela permet de maintenir la stabilité du système.

Un générateur unique connecté à un réseau peut parfaitement fonctionner avec un régulateur isochrone, car la turbine peut alors régler sa vitesse selon la fréquence du réseau. Toutefois, lorsqu'un générateur fait partie d'un réseau électrique plus large, c'est le réseau qui détermine la fréquence et la vitesse de la turbine. Dans ces situations, il est crucial de recourir à un régulateur à pente, qui adapte la sortie du générateur en fonction des variations du réseau, sans chercher à modifier la fréquence de celui-ci.

Le réglage de la pente du régulateur est un paramètre essentiel. La valeur de la pente peut varier entre 2% et 10%. La plupart des réseaux nationaux fonctionnent avec un droop de 4% ou 5%. Un faible droop (par exemple 2%) signifie que le générateur réagira de manière plus sensible aux petites variations de fréquence, mais cela peut rendre la stabilité du contrôle de charge moins bonne, avec des oscillations de puissance importantes. Un droop élevé (par exemple 10%) signifie que le générateur réagira moins fortement aux variations de fréquence, ce qui peut affecter la capacité du générateur à contribuer efficacement à la régulation de la fréquence du réseau.

Les réponses du régulateur à pente aux changements de charge, comme l'indiquent les simulations, varient en fonction du réglage du droop. Pour des valeurs faibles de droop (2%), la réponse du système est plus raide et instable, tandis que pour des valeurs plus élevées (10%), la réponse devient plus stable, bien que la fréquence de système ne soit pas totalement rétablie à sa valeur nominale. Cela montre que les régulateurs à pente ne sont pas capables de restaurer complètement la fréquence du réseau à sa valeur nominale, mais ils assurent une réponse stable aux perturbations.

Pour rétablir la fréquence à sa valeur nominale (par exemple 50 Hz ou 60 Hz), des réserves de contrôle secondaires sont nécessaires. Ces réserves sont utilisées après qu'une première réaction de régulation (généralement assurée par les régulateurs à pente) a eu lieu. Une fois que ces réserves secondaires sont engagées, les régulateurs à pente retournent à leur état initial pour être prêts à répondre à de futures perturbations.

L’un des points clés à retenir est que la stabilité de l’ensemble du réseau repose sur la capacité de chaque générateur à adapter sa production en fonction de la fréquence du réseau, sans chercher à imposer une fréquence de fonctionnement propre. Les régulateurs à pente permettent d’éviter les instabilités et les comportements chaotiques qui résulteraient d’un ajustement non coordonné de la fréquence et de la production d’énergie. Ainsi, ils garantissent une répartition cohérente des charges et la stabilité du système global.

Conditions de fonctionnement et modes d'opération des turbines à gaz et à vapeur : Comprendre les bases pour une performance optimale

Les conditions de fonctionnement et les modes d'opération sont des éléments cruciaux pour le bon fonctionnement des turbines à gaz et à vapeur, qui sont au cœur de nombreuses centrales électriques modernes. Ces conditions comprennent plusieurs facteurs déterminants tels que les conditions ambiantes du site (principalement la température et l'humidité), la charge des turbines à gaz et/ou à vapeur, le type de fonctionnement de la turbine à gaz (fonctionnement de base ou de pointe), ainsi que la combustion supplémentaire dans les chaudières récupératrices de chaleur (HRSG) et la condition d'admission de l'air dans la turbine. Ces éléments, bien que variés, jouent tous un rôle essentiel dans l’efficacité énergétique et la performance globale de l'installation.

Dans la pratique, pour la plupart des cas, à moins de se retrouver dans un mode d’opération peu commun, l’exploitation hors des conditions de conception peut être prise en charge par des courbes de correction fournies par les fabricants d’équipements d’origine (OEM). Ces courbes reproduisent généralement la performance de l'installation (production d'énergie et/ou rendement thermique) en fonction de la température ambiante et de la charge de l'installation. Toutefois, cette option est généralement réservée aux produits déjà établis sur le marché. Lorsqu’il s'agit de concepts en phase de développement, comme les centrales à turbine supercritique CO2, il n’existe pas de courbes de correction, et la vérification sur le terrain reste la seule option.

L’opérabilité des technologies émergentes, telles que les turbines à CO2 supercritique, doit être prouvée sur le terrain, ce qui implique une phase de test intensive et un développement de systèmes de contrôle adaptés. Cela représente un investissement énorme en termes d’ingénierie et de ressources financières, sans garantie de succès à la fin. Par ailleurs, avant même que ces technologies ne soient prêtes à être testées en conditions réelles, la conception des systèmes de contrôle, qui devra être réalisée de manière détaillée et méthodique, est un défi majeur. Ce travail de conception prend des années d'efforts et peut nécessiter des investissements considérables, sans certitude de succès.

Les calculs en régime stationnaire se concentrent principalement sur la performance de l'installation, qui se mesure par la production nette d'électricité et l'efficacité thermique. Ces calculs peuvent être vus comme un exercice de comptabilité où les performances individuelles de chaque équipement sont additionnées ou soustraites pour obtenir l'issue nette. Ce type de calcul est plus précis et plus facile à maîtriser. En revanche, la performance en régime transitoire, c'est-à-dire lors des variations de charge ou des changements rapides de conditions, ne peut pas être définie avec une aussi grande précision et nécessite une approche différente, plus complexe, qui sera abordée plus en détail dans les chapitres suivants.

Il est également essentiel de noter que la gestion de la performance des turbines à gaz ne se limite pas à un simple aspect théorique. Les notions de température et de pression, qui sont fondamentales dans les calculs thermodynamiques, doivent être comprises dans un contexte plus large. Par exemple, on doit distinguer entre température statique et température totale dans le cadre de la dynamique des fluides à haute vitesse. Dans les turbines, la vitesse des fluides peut être suffisamment élevée pour que la température et la pression mesurées ne soient plus représentatives du système dans son ensemble. Dans ce cas, il est nécessaire de prendre en compte les valeurs totales de ces grandeurs, qui intègrent l'énergie cinétique du fluide, pour effectuer des calculs thermodynamiques précis.

La complexité de la conception, de l’analyse et de l’optimisation des turbines à gaz industrielles modernes, particulièrement celles utilisées dans les configurations de cycles combinés, va bien au-delà de ce que l'on rencontre avec des systèmes plus simples. Les turbines industrielles modernes de grande capacité, souvent utilisées pour des centrales électriques combinées, récupèrent l'énergie des gaz d’échappement pour alimenter un cycle Rankine qui génère une énergie supplémentaire à partir d'une turbine à vapeur. Cette approche permet de maximiser l'efficacité de la centrale. En l'absence d'une telle configuration, on parlerait presque d’un crime thermodynamique.

Il convient également de rappeler que la performance d'une centrale à turbines à gaz n'est pas seulement une question de rendement en fonctionnement stable. Les fluctuations, les ajustements en fonction de la charge ou des conditions externes, et la capacité d'une centrale à répondre à des changements rapides dans les demandes énergétiques sont des défis importants qui nécessitent une gestion continue des variables thermodynamiques et de la combustion. Ces ajustements sont particulièrement critiques dans les zones où l’humidité, la température ambiante ou même la qualité du combustible varient considérablement.

En résumé, une compréhension approfondie des conditions de fonctionnement et des modes d'opération des turbines à gaz et à vapeur est essentielle non seulement pour maximiser l’efficacité d'une installation énergétique, mais aussi pour anticiper les défis technologiques et économiques liés à la conception, à l'exploitation et à la maintenance des équipements dans des conditions non idéales.

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