L'augmentation et la diminution des charges dans une centrale à gaz ou à charbon peuvent sembler être des phénomènes sans grande importance, cependant, leur impact sur les performances des systèmes de production d'énergie ne doit pas être sous-estimé. Bien que les rampes de charge ne soient pas source de préoccupations majeures à court terme, une régularité dans ce type de variation de charge peut avoir des conséquences néfastes sur le catalyseur de réaction, comme le suggèrent Higman et al. Il existe cependant des solutions potentielles, telles que l’utilisation d’un réacteur isotherme à la place d'un réacteur adiabatique avec refroidissement intermédiaire [10]. Cette approche pourrait permettre de mieux gérer les effets des rampes de charge et d’optimiser la stabilité du processus.

Le passage rapide d'une charge de 50 % à 100 % dans une centrale à cycle combiné (GTCC) alimentée au gaz naturel comparé à une centrale IGCC est illustré par un graphique de Higman [10]. Parmi les technologies proposées pour améliorer la montée en charge des centrales IGCC, on retrouve le "boost au gaz naturel". Ce procédé consiste en l’ajout temporaire de gaz naturel (ou d’un autre carburant stockable comme le GPL ou le méthanol) au carburant de la turbine à gaz, afin d’améliorer la performance du système IGCC au-delà des limites imposées par le gaz de synthèse [10]. Un exemple de réduction de la charge d'une centrale IGCC de 100 % à 50 % en utilisant un HRSG est présenté par Higman, où la charge de l’installation diminue de 2 % par minute, ce qui montre la flexibilité et les capacités d’adaptation de cette technologie [9].

Une approche plus pratique et accessible, qui permet de mieux comprendre ces systèmes complexes, consiste à observer des exemples concrets de fonctionnement. Il existe aujourd'hui de nombreuses ressources en ligne, comme les vidéos pédagogiques montrant comment concevoir et fabriquer un gazéificateur à bois, un dispositif qui fonctionne sur un principe similaire à ceux utilisés dans la production d’énergie à partir de gaz de synthèse. Bien que cette démarche semble basique, elle peut offrir une compréhension plus pragmatique et approfondie des concepts que les formules techniques et théoriques souvent difficiles à appréhender [4]. Il est essentiel de se rendre compte que l’expérience directe peut parfois être plus instructive que des explications abstraites.

En ce qui concerne la conversion du charbon en gaz, il existe une solution plus durable pour la production d'énergie propre. Contrairement aux méthodes classiques, qui dépendent des combustibles fossiles, une centrale de gazéification de charbon peut fonctionner en continu pour produire du gaz naturel de substitution (SNG) ou de l'hydrogène. Ces produits sont ensuite distribués via des réseaux de pipelines existants, ce qui permet une exploitation optimale des ressources tout en minimisant les cycles de démarrage et d’arrêt. Par exemple, le North Dakota Gasification Plant à Beulah, dans le Dakota du Nord, convertit environ 18 000 tonnes de lignite par jour en 160 millions de pieds cubes standard de méthane, avec un rendement thermique de 61,9 % pour la conversion de la chaleur du lignite en chaleur du méthane produit. Cette centrale repose sur une série de gazéificateurs Lurgi Mark IV et comprend plusieurs unités de purification du gaz brut avant sa transformation en SNG, garantissant ainsi un produit final de haute qualité [9].

Le processus de conversion du charbon en gaz est sophistiqué, nécessitant plusieurs étapes de purification et de traitement. Après la gazéification, le gaz brut est traité pour éliminer les impuretés comme le goudron, les huiles, les phénols et l'ammoniaque. Ensuite, il passe par une unité de méthanation où le monoxyde de carbone (CO) et la majorité du dioxyde de carbone (CO2) réagissent avec de l’hydrogène pour former du méthane. Le gaz ainsi produit est ensuite comprimé et envoyé via des pipelines, comme le Northern Border Pipeline, qui alimente le gaz naturel dans l’est des États-Unis. Ce processus permet également de capturer une partie du CO2, qui est ensuite vendu à des projets de récupération assistée du pétrole (EOR) au Canada.

Dans un contexte plus moderne de production d'hydrogène, il existe également des procédés tels que la méthanation hydrogène, qui combine vapeur, charbon et catalyseur dans un réacteur à lit fluidisé. Bien que cette méthode présente des avantages, comme l’absence d’unités séparées pour l’air de séparation (ASU), elle comporte aussi des défis, notamment la difficulté de séparer le catalyseur des cendres ou des scories, et la perte progressive de réactivité du catalyseur au fil du temps. Ces procédés, bien que complexes, illustrent la manière dont des technologies innovantes peuvent être utilisées pour répondre aux défis de la production d’énergie à partir de sources fossiles, tout en réduisant leur empreinte carbone.

Pour mieux appréhender l'ampleur des rendements de produits dans la production d'hydrogène à partir de gazéification du charbon, il est nécessaire de prendre en compte des chiffres précis issus de processus industriels réels. Par exemple, une usine de production d'hydrogène, en utilisant un résidu de visbreaking, peut produire une quantité importante d'hydrogène qui sera ensuite utilisée dans une centrale GTCC pour la production d'électricité. Bien que ce processus génère des émissions de CO2, l'efficacité nette de la centrale peut atteindre 60 % en termes d'énergie produite par kilogramme de produit.

Ces technologies offrent non seulement un moyen de produire de l'énergie de manière plus propre, mais aussi une occasion de mieux comprendre les systèmes complexes de production d'énergie et les solutions potentielles aux défis environnementaux actuels. Cela nous rappelle qu'une approche intégrée, reliant la production de carburant à sa distribution et à son utilisation dans des systèmes de production d’énergie, est cruciale pour atteindre une meilleure efficacité énergétique tout en réduisant l'impact écologique.

Quel est le potentiel théorique d'efficacité des cycles de turbine à gaz et des cycles combinés ?

L'état de référence, comme mentionné précédemment, est défini par les conditions ambiantes, telles que 1 atm et 15°C (59°F), selon la définition ISO. À une approximation très précise, l'exergie des gaz d'échappement d'une turbine à gaz peut être estimée à partir de l'équation AEXH = 0,1858 • TEXH - 76,951, où TEXH est la température des gaz d'échappement en degrés Fahrenheit et 59°F est la température de référence pour l'enthalpie nulle. La référence d'entropie nulle est également définie par 59°F et 14,7 psia, car l'entropie d'un gaz idéal dépend de la température et de la pression. Un paramètre très utile est le rapport entre l'exergie et l'énergie (enthalpie), qui donne une idée de l'efficacité ultime du cycle de récupération, tel que le cycle de Carnot.

En utilisant les équations et les données de température de la turbine à gaz, des rapports utiles peuvent être générés. Par exemple, pour une turbine à gaz de la classe F, le rapport exergie/enthalpie augmente avec la température des gaz d'échappement, ce qui conduit à une meilleure efficacité du cycle thermodynamique. Ce phénomène peut être observé dans le tableau des données où l'exergie et l'enthalpie augmentent proportionnellement à la température des gaz d'échappement.

Prenons un exemple spécifique avec une turbine à gaz GE 9F.03 (ancienne 9FA). Si la température des gaz d'échappement (TEXH) est de 1 104°F (~596°C), l'exergie calculée pour cette température serait de 128,2 Btu/lb (298,1 kJ/kg), ce qui conduit à une puissance thermique théorique des gaz d'échappement de 197,7 MWth. Cependant, il est essentiel de comprendre que ce chiffre représente une limite théorique définie par la deuxième loi de la thermodynamique. En réalité, seule une fraction de ce potentiel théorique peut être réalisée en raison des pertes inhérentes aux processus réels.

L'efficacité exergetique du cycle de récupération, souvent notée EEBC, est une fonction de la température des gaz d'échappement. Pour une turbine à gaz F-Class comme le modèle 9F.03, l'EEBC peut être estimée à 0,74. En conséquence, la production nette du cycle de récupération serait de 146,3 MW, ce qui est nettement inférieur à la puissance thermique totale disponible des gaz d'échappement. Ce calcul souligne l'importance de l'exergetique dans l'évaluation des performances des turbines à gaz et des cycles de récupération.

Le concept de cycle de récupération est basé sur le principe de Carnot, où la chaleur est récupérée à partir des gaz d'échappement pour être transformée en travail. Bien que la turbine à vapeur Rankine avec de l'eau comme fluide de travail soit un choix populaire pour ces systèmes, il est important de noter qu'il existe d'autres cycles de récupération, comme le cycle Rankine organique (ORC), qui peuvent également être utilisés, chacun présentant des avantages spécifiques en fonction des conditions de fonctionnement et des fluides disponibles.

Le facteur technologique, qui est un indicateur de l'efficacité réelle du cycle de récupération par rapport à l'idéal de Carnot, joue également un rôle crucial. Par exemple, pour une turbine à gaz 9F.03, le facteur technologique est d'environ 0,85, ce qui signifie que l'efficacité réelle atteint environ 85% de l'efficacité théorique maximale. Cette valeur du facteur technologique reflète les progrès réalisés dans le domaine des cycles combinés Brayton-Rankine, où des cycles de récupération plus sophistiqués sont utilisés pour maximiser la production d'énergie.

Un autre aspect clé est la combinaison des cycles Brayton et Rankine, dans ce que l'on appelle un cycle combiné. Ce type de cycle combine une turbine à gaz (Brayton) pour produire de l'énergie électrique, puis utilise les gaz d'échappement pour alimenter une turbine à vapeur (Rankine), augmentant ainsi l'efficacité globale de la centrale électrique. La performance idéale d'un cycle combiné peut être exprimée par une équation similaire à celle de Carnot, mais en tenant compte des caractéristiques des deux cycles.

Dans le cas d'une turbine 9F.03, l'efficacité idéale du cycle combiné est d'environ 73,3%, mais l'efficacité réelle observée dans les centrales modernes utilisant cette technologie est d'environ 59,1%, ce qui donne un facteur technologique de 0,81. Cela montre que, bien que l'efficacité réelle soit inférieure à l'efficacité théorique, elle reste tout de même élevée, ce qui permet des rendements énergétiques considérables dans la production d'électricité.

Pour mieux comprendre cette dynamique, il est essentiel de saisir que l'efficacité d'un cycle combiné dépend non seulement des caractéristiques thermodynamiques du cycle de Brayton et de Rankine, mais aussi des pertes associées aux composants mécaniques, tels que les pompes d'alimentation de la chaudière. Ainsi, la véritable performance d'un système à cycle combiné est le résultat d'une interaction complexe entre la gestion de la chaleur, la qualité des fluides de travail et l'optimisation des conditions de fonctionnement des turbines et des pompes.

Comment la Turbine à Gaz et la Combustion par Détonation Révolutionnent l'Industrie de la Production d'Énergie ?

Le cycle de fonctionnement des turbines à gaz et les considérations relatives au contrôle du stress des turbines à vapeur devraient théoriquement être pleinement applicables dans les applications modernes. Cependant, le processus unique de combustion introduit des défis supplémentaires, notamment en ce qui concerne la stabilité lors du démarrage, de l’arrêt et de l’accélération de la turbine à gaz. La question centrale qui se pose est de savoir comment initier et maintenir de manière fiable les détonations dans une gamme de conditions opérationnelles avec un carburant à base de gaz naturel, qui peut présenter des variations de composition.

En effet, le processus de détonation est particulièrement sensible à plusieurs facteurs, tels que la stœchiométrie, la taille des particules ou des gouttelettes (pour les carburants liquides), ainsi que le degré local de mélange. Le purging et le refilling de la chambre de détonation doivent être réalisés de manière fiable à des échelles de temps extrêmement courtes afin de prévenir l'auto-allumage prématuré de la charge de propulseur. De plus, la turbine en aval est généralement conçue pour un flux de gaz continu, ce qui rend la pulsation du flux gazeux, issue de la chambre de détonation, potentiellement nuisible, non seulement en termes d'efficacité des composants, mais également de leur intégrité à cause des vibrations et de la fatigue cyclique élevée.

L’opération des moteurs à détonation pulsée (PDE) dans des applications aéronautiques a été bien étudiée, mais, à ma connaissance, il n’existe pas encore d’étude approfondie spécifiquement dédiée aux applications terrestres pour la production d’énergie mécanique. Le seul PDE testé en vol, une version modifiée du Scaled Composites Long-EZ, a démontré une vitesse de plus de 120 mph et une altitude de 60 à 100 pieds en janvier 2008 dans le désert de Mojave. L’avion a produit plus de 200 livres de poussée pendant 10 secondes à une fréquence de 80 Hz, ce qui a permis de réduire la distance de décollage. Cependant, ce moteur a été éteint une fois la poussée obtenue, la vitesse de vol étant suffisante sans l'assistance du PDE.

Le choix du carburant et de l’oxydant a un impact crucial sur la performance du cycle des PDE, car les vitesses de détonation, les ratios de compression et les températures générées varient considérablement selon le type de carburant utilisé. Les réactifs gazeux sont préférés en raison de leurs besoins énergétiques de détonation plus faibles. À l’instar des combusteurs DLN (Dry Low NOx), les carburants liquides peuvent également être utilisés après atomisation préalable, mais nécessitent davantage de puissance pour l’allumage direct ou un espace plus long pour la transition de la déflagration à la détonation. Il est évident que beaucoup de travaux de développement restent nécessaires pour garantir la fiabilité et la performance des PDE, que ce soit avec des valves ou sans valves.

L’un des défis majeurs reste la gestion de la turbine à gaz dans le cadre d’un PDE, notamment lors du passage de la vitesse du moteur en mode rotation lente à une vitesse de fonctionnement à pleine charge. Un autre problème de taille est lié à la livraison de l’air de refroidissement chaud dans la section turbine, une exigence incontournable pour maintenir la température optimale de fonctionnement. De nos jours, les combusteurs DLN fonctionnent en plusieurs étapes, comme la diffusion ou le pré-mélange, dans un cadre rigoureusement contrôlé et souvent affiné en fonction des retours terrain. Cet état de l'art a été atteint après des décennies de tests en laboratoire et sur le terrain, accumulant des centaines de milliers d'heures d’expérience.

Enfin, un aspect crucial de la combustion par détonation est la question des émissions d’oxydes d'azote (NOx). Les conditions de détonation à court temps de résidence et à des températures élevées dans la chambre de combustion peuvent théoriquement favoriser des émissions réduites de NOx. Toutefois, la littérature sur ce sujet reste limitée et l’utilisation de la recirculation des gaz d’échappement (EGR) pourrait être envisagée pour limiter ces émissions, mais cela ajouterait encore de la complexité à un système déjà très avancé.

Le véritable défi pour le déploiement de ces technologies à grande échelle dans la production d’énergie est donc lié non seulement aux défis techniques liés au démarrage, à la fiabilité et à l’intégrité des composants, mais aussi aux questions environnementales. Si ces difficultés sont résolues, la combustion par détonation pourrait offrir un bond technologique significatif dans le domaine de la production d’énergie thermique à partir de turbines à gaz. Toutefois, la gestion des émissions et la stabilité du processus constituent encore des obstacles majeurs à surmonter avant que cette technologie ne soit pleinement opérationnelle pour une utilisation industrielle à grande échelle.

Quel est l'impact des émissions de CO2 et de l'économie sur l'efficacité des systèmes CAES ?

Le stockage d'énergie par air comprimé (CAES) offre une opportunité de gestion des ressources énergétiques, permettant de répondre à la demande en électricité, tout en utilisant des périodes de faible demande pour stocker de l'énergie. Cependant, comme pour toute technologie énergétique, l'impact environnemental et économique du CAES varie considérablement en fonction des ressources utilisées, de l'efficacité des systèmes et des conditions du marché.

Les émissions de CO2 associées à un système CAES dépendent principalement des ressources utilisées pour la compression de l'air pendant les périodes creuses. Lorsque l'énergie de compression provient de centrales à charbon, les émissions de CO2 peuvent être considérables, rendant le système CAES moins avantageux du point de vue écologique. En revanche, si l'énergie de compression provient de sources renouvelables, comme des parcs éoliens, le bénéfice environnemental est évident, car aucune émission de gaz à effet de serre n'est produite lors de cette phase.

Pour un système CAES de 110 MW, par exemple, les émissions de CO2 pendant la génération sont d'environ 525 lb/MWh (238 kg/MWh), soit environ un tiers de celles d'une centrale à gaz combinée (GTCC). Cependant, lorsque l'on inclut les émissions dues à la compression d'air, en fonction des ressources énergétiques utilisées, ces émissions peuvent atteindre jusqu'à 1 300 lb/MWh (590 kg/MWh) si la compression provient de centrales au charbon. Un facteur clé dans la réduction de ces émissions est l'efficacité thermique du turbo-expandeur, qui influence directement la quantité de CO2 produite pendant la génération.

Une autre approche pour réduire les émissions de CO2 consiste à utiliser de l'hydrogène comme carburant dans les chambres de combustion du système CAES. L'hydrogène peut être produit localement en utilisant l'énergie excédentaire, ou transporté par pipeline. Cette solution pourrait potentiellement réduire les émissions spécifiques de CO2 à un niveau comparable à celui des sources d'énergie renouvelables, bien qu'une étude approfondie de faisabilité soit nécessaire pour déterminer les coûts d'investissement et d'exploitation associés.

Du point de vue économique, l'intérêt principal du CAES réside dans son potentiel à exploiter l'arbitrage entre les périodes de prix élevés (pic) et de prix bas (creux) de l'énergie. Pendant les périodes de forte demande, lorsque les prix de l'électricité sont élevés, l'énergie stockée est libérée, offrant ainsi un revenu. À l'inverse, pendant les périodes de faible demande, l'énergie est stockée à des prix bas. L'efficacité économique d'un système CAES dépend donc de l'écart entre les prix de l'électricité pendant les périodes de pic et de creux, ces écarts étant généralement plus importants en hiver et en été. Cependant, cette stratégie d'arbitrage peut être influencée par la volatilité des prix de l'électricité sur le marché en temps réel, qui peut être difficile à prévoir avec précision.

L'un des atouts majeurs du système CAES est sa capacité à répondre rapidement à la demande, grâce à sa capacité à passer de l'état de stockage à l'état de production d'énergie en peu de temps. Cette flexibilité, combinée à sa capacité à supporter de nombreux cycles de charge et de décharge au cours d'une journée, donne au CAES une valeur extrinsèque plus élevée que les alternatives traditionnelles, comme les turbines à gaz à cycle combiné (GTCC). Cette valeur extrinsèque, qui permet au CAES de mieux gérer la volatilité future des prix de l'énergie, constitue un avantage économique important, même si sa monétisation demeure un défi pendant la phase de développement du projet.

Les revenus générés par l'arbitrage de l'énergie dans un système CAES sont fonction du taux de compression et de décompression, ainsi que de la taille de l'expandeur. Cependant, le coût des équipements nécessaires à ces processus est également un facteur crucial dans l'évaluation économique d'un projet. Le coût de l'équipement, en particulier pour les turbomachines utilisées pour la compression et l'expansion, varie en fonction de la taille du système, mesurée par le débit d'air. Ainsi, pour un niveau technologique donné, l'équipement représente un coût proportionnel à la taille du système, ce qui impacte directement l'analyse économique du CAES.

Dans les systèmes CAES modernes, l'optimisation des performances et la réduction des émissions passent donc par une gestion soignée des ressources utilisées pendant la compression, l'amélioration de l'efficacité thermique des composants du système, et la possibilité d'intégrer des sources d'énergie renouvelable ou de carburants faibles en carbone. Une telle approche permet non seulement de réduire l'empreinte carbone de l'installation, mais aussi d'améliorer sa rentabilité à long terme en maximisant les bénéfices tirés de l'arbitrage des prix de l'énergie.

Comment un système de stockage d'énergie par air comprimé (CAES) avec moteur à combustion interne modifié optimise l'efficacité et la production d'énergie ?

Un système de stockage d'énergie par air comprimé (CAES) avec un moteur à combustion interne (RICE) modifié représente une approche innovante pour maximiser l'efficacité énergétique et intégrer des technologies propres. Ce processus repose sur l'utilisation de l'air comprimé et de gaz d'échappement pour générer de l'énergie électrique. Dans ce système, l'air comprimé à une pression de 50 bars et à 240°C est détendu à travers une section expandeur d'un "compander", un dispositif combiné de compresseur et d'expandeur. Cela augmente la pression du gaz d'échappement recirculé de 1 bar à 6,5 bars, puis mélange l'air comprimé avec le gaz d'échappement. Le mélange est ensuite refroidi à une température de 50°C.

L'air-gaz mélangé à une pression de 5 bars et à une température de 50°C sert de charge pour le moteur à combustion interne, qui est conçu, de manière optimale mais non nécessaire, pour brûler du gaz à base d'hydrogène à 100%. Le gaz d'échappement du moteur, séparé en deux flux, dont un dirigé vers le récupérateur, joue un rôle clé dans le cycle thermique global. Le taux de circulation du gaz d'échappement représente environ 40% du débit total du moteur, ce qui permet de récupérer une partie significative de l'énergie thermique pour améliorer l'efficacité du système.

Les performances de ce système dépendent également de la consommation de carburant et de la puissance générée. Par exemple, un moteur de 18,9 MW avec une efficacité de 48% peut produire jusqu'à 39,4 MW de chaleur thermique lors de la phase de décharge. Lorsque le système est modifié pour inclure un turbochargeur et un générateur, la puissance nette passe à 26,4 MW, ce qui améliore considérablement l'efficacité à environ 67%.

Le calcul de l'efficacité de l'ensemble du processus, connu sous le nom de "PEE" (roundtrip efficiency), permet d'isoler les pertes énergétiques liées à la conversion de l'électricité en air comprimé et inversement. Ce système permet d'atteindre une efficacité de l'ordre de 83%, ce qui le rend compétitif par rapport aux autres technologies de stockage d'énergie.

Le stockage de l'air comprimé dans des cavernes souterraines ou dans des réservoirs à haute pression constitue la solution idéale pour cette technologie. Par exemple, des réservoirs d'air de grande capacité, pouvant stocker l'air comprimé pendant quatre heures à une pression de 150 bars, sont utilisés pour maintenir une pression optimale tout en assurant un rendement énergétique constant. Le coût d'installation d'un tel système est également un facteur clé, et il peut être optimisé pour concurrencer les technologies de batteries au lithium-ion.

Le principal avantage de cette approche réside dans la possibilité de stocker de l'énergie propre, notamment en utilisant de l'hydrogène produit par électrolyse alimentée par des ressources sans carbone. Ce système peut également être utilisé avec des combustibles traditionnels comme le gaz naturel ou un mélange d'hydrogène et de méthane, bien que l'hydrogène pur offre une solution particulièrement attractive pour une production d'énergie totalement décarbonée.

Les moteurs modifiés, équipés de systèmes de refroidissement par gaz d'échappement et de compresseurs intermédiaires, permettent d'améliorer l'efficacité globale du système tout en garantissant une production d'énergie continue. Toutefois, l'adaptation et l'optimisation du moteur par le fabricant de l'équipement sont essentielles pour maximiser l'efficacité de ce processus en conditions réelles.

En somme, un système de CAES utilisant un moteur à combustion interne modifié avec récupération d'énergie, turbochargeur et générateur, permet d'atteindre des performances optimales en matière d'efficacité énergétique, de réduction des émissions de gaz à effet de serre et de stockage d'énergie propre. Cependant, comme pour toute technologie émergente, l'efficacité économique et la faisabilité du système dépendent largement de l'optimisation des réservoirs de stockage et des coûts d'installation.

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