Quelle est l'efficacité des moteurs diesel à combustion interne à gaz naturel par rapport aux autres technologies de combustion fossile ?

Les moteurs à combustion interne à gaz naturel avancés (connus sous le nom de moteurs diesel) possèdent une efficacité électrique proche de 50 % (sur la base du pouvoir calorifique inférieur, LHV), ce qui en fait l'une des technologies les plus efficaces pour la combustion des combustibles fossiles. Ces moteurs, avec des puissances allant jusqu'à 20 MWe, sont largement utilisés pour la production d'énergie électrique, en particulier dans des configurations de cogénération, qui peuvent répondre à une large gamme de charges – des applications de pointe ou de puissance distribuée aux installations à grande échelle, avec plusieurs moteurs. La nature modulaire de ces centrales les rend particulièrement adaptées à des cycles de fonctionnement alternés, un atout majeur pour une utilisation flexible.

Les études menées sur l'injection et la combustion de carburant à base de charbon ont montré qu'il est possible d'atteindre de bonnes performances en termes d'émissions et d'efficacité, tant dans les moteurs expérimentaux que commerciaux. Les moteurs diesel alimentés au charbon, également appelés moteurs à injection directe de carbone (DICE), conservent une grande partie de l'avantage d'efficacité des moteurs à gaz naturel. Cette conclusion a été validée par des calculs rigoureux, des tests en laboratoire et une expérience pratique dans des moteurs alimentés par l'Orimulsion, un mélange de bitume et de pétrole. L'efficacité de ces moteurs à cycle simple peut encore être améliorée par l'ajout de turbocompounding ou d'un cycle à basse pression.

L'utilisation de la technologie DICE combinée à un cycle à gaz turbine réchauffé (DICE-GT CRCC) permet d'atteindre une efficacité de 45,6 % sur la base du LHV, bien que l'efficacité nette baisse lorsque l'on inclut des technologies de capture du carbone post-combustion. En effet, l'augmentation du CO2 dans les gaz de cheminée (9,5 % en volume contre environ 4 % pour les turbines à gaz classiques) permet d'optimiser les processus de capture du carbone, notamment via l'absorption chimique utilisant des amines. Ce système, bien que complexe, représente une solution prometteuse pour réduire l'empreinte carbone des centrales à charbon.

Cependant, il est peu probable que la combustion du charbon sans capture du carbone soit une option viable à court terme, en particulier dans les pays européens et nord-américains, en raison des pressions environnementales et des régulations strictes. Cela rend les approches combinées, telles que le DICE-GT CRCC avec capture du carbone, une solution plus réaliste, bien que le coût d'installation et de développement soit élevé. La technologie de base, bien que mûre et éprouvée, nécessite des adaptations pour intégrer des solutions comme le réchauffage des gaz d'échappement et la combustion de la boue de charbon. L'optimisation des moteurs, notamment par le remplacement du turbochargeur et l'adaptation des systèmes d'injection de carburant, reste un défi technique majeur.

L'introduction de la technologie DICE-GT CRCC, bien qu'elle repose sur des systèmes disponibles sur étagère, comporte des défis en termes d'ingénierie et de gestion des performances du moteur, notamment au niveau de l'usure des composants comme les buses d'atomisation, les segments de piston et les soupapes d'échappement. L'intégration de la boue de charbon, qui est plus abrasive et plus instable que les carburants liquides, impose des contraintes supplémentaires sur les systèmes de carburant, notamment en termes de corrosion et de blocage.

Il est essentiel de noter que les améliorations techniques, bien qu'importantes pour l'efficacité du système, doivent aussi être prises en compte dans le contexte d'une transition énergétique globale. Le développement de solutions telles que la capture du carbone, les technologies de réchauffage et de turbocompounding, tout comme les combustibles alternatifs comme la boue de charbon, constitue une partie du puzzle nécessaire pour limiter les impacts environnementaux des centrales thermiques modernes.

Comment la maintenabilité et la disponibilité influencent-elles la fiabilité des systèmes industriels ?

La maintenabilité, c’est-à-dire la facilité et la rapidité avec lesquelles un système peut être remis en état après une panne, joue ici un rôle fondamental. Pour que la maintenabilité soit optimale, elle doit être intégrée dès la phase de conception du système, ainsi que dans son installation. À titre d’exemple, certaines voitures de luxe, équipées de moteurs complexes et d’espaces moteurs restreints, nécessitent des réparations longues et coûteuses. Un simple remplacement d’alternateur peut prendre toute une journée pour un mécanicien. En revanche, les voitures conçues pour un large marché avec des coûts de possession bas sont pensées de manière à permettre des réparations rapides et moins coûteuses, ce qui illustre l’importance de la conception en termes de maintenabilité.

Dans le cadre des installations industrielles, particulièrement celles qui impliquent des infrastructures critiques comme les centrales électriques, le calcul de la disponibilité prend des dimensions spécifiques. Par exemple, la disponibilité d’une unité peut être calculée en fonction de son nombre d’heures disponibles (AH) et d’heures de fonctionnement prévues (PH), en tenant compte des périodes de maintenance planifiées (POH) et des pannes imprévues (FOH). Le calcul de la disponibilité d’une installation typique montre souvent une disponibilité autour de 94%, comme dans le cas de certaines centrales thermiques analysées dans des études de terrain.

Un exemple évident d’amélioration de la résilience consiste à prévoir des installations autonomes de production d’énergie, indépendantes du réseau électrique, capables de garantir la continuité des opérations dans tous les scénarios, y compris les pannes imprévues. Ces « îles énergétiques » sont constituées de technologies matures, incluant des générateurs à gaz, des panneaux solaires, des batteries et des systèmes de stockage d’énergie, afin d’assurer une production continue tout en minimisant l'empreinte carbone. La redondance dans la conception de ces systèmes est cruciale. Par exemple, une centrale ayant une capacité de production de 180 MWe peut disposer de moteurs supplémentaires en fonctionnement à 83,3 % de leur capacité nominale, ce qui permet de compenser les défaillances d’unités sans compromettre la disponibilité de l’installation.

L'approche actuelle dans de nombreuses industries consiste à concevoir des systèmes plus résilients, capables non seulement de maintenir une performance constante dans des conditions normales, mais aussi de s’adapter aux perturbations majeures tout en garantissant un retour rapide à l'état opérationnel après tout incident. Cela nécessite une conception soignée et une prise en compte des différentes variables influençant la disponibilité, la fiabilité et la maintenabilité, notamment la prévision des besoins en énergie, les solutions de stockage et la gestion des risques environnementaux.

Comment la température et la pression influencent-elles les matériaux et le cycle thermodynamique dans les centrales nucléaires avancées ?

Le cycle thermodynamique Brayton avec une turbine à gaz utilisant de l’hélium comme fluide caloporteur est un des choix envisageables dans les réacteurs à haute température (HTGR). Dans le choix des températures et pressions pour ce cycle, il est crucial de tenir compte des matériaux des échangeurs de chaleur et des conduites utilisés dans l’échange thermique entre le fluide caloporteur et la turbine. Le paramètre principal est la pression maximale (PMAX) autorisée, en relation avec la résistance des matériaux (S), leur limite d’endurance, et le diamètre des canaux utilisés pour la circulation du fluide. La relation entre ces paramètres peut être formulée par l’expression S PMAX / D, où D représente le diamètre des canaux, et S est la limite d’endurance du matériau en question. Par conséquent, le débit massique du fluide de travail est directement proportionnel à la température et à la pression dans le réacteur, avec un effet inverse sur la température de travail du fluide en fonction de la capacité thermique du réacteur.

L’optimisation du cycle thermodynamique dans ces centrales avancées dépend également du fluide utilisé pour transporter la chaleur. Par exemple, pour le dioxyde de carbone supercritique (sCO2), les pressions d'entrée de la turbine peuvent atteindre des valeurs aussi élevées que 200 bars, ce qui permet un rendement plus élevé que les cycles traditionnels à vapeur. Ce fluide présente cependant des défis distincts liés à la résistance des matériaux, notamment pour les turbines qui nécessitent un contrôle précis de la température et de la pression pour éviter des dégradations accélérées.

Dans les cycles Brayton à gaz, qu'ils soient directs ou indirects, la pression d'entrée de la turbine est souvent limitée à 70 bars, ce qui permet une gestion de la température plus élevée, particulièrement pour des fluides comme l'hélium et l'azote. Pour ces configurations, des températures supérieures à 600°C sont possibles, mais cela implique l’utilisation d’alliages avancés ou de systèmes de refroidissement supplémentaires pour les parties les plus exposées de la turbine. À des températures encore plus élevées, jusqu’à 750°C, il devient impératif d’utiliser des alliages de nickel hautement résistants, bien que leur coût soit un facteur limitant.

Il existe également une comparaison importante à faire entre les cycles Brayton et Rankine dans ces systèmes. Bien que les performances des deux cycles soient proches, le cycle Rankine tend à être légèrement plus efficace, ce qui pourrait influencer la sélection du type de cycle dans le cadre de projets à long terme où le rendement énergétique est un critère clé. Toutefois, l’intégration de cycles thermodynamiques avancés dans des réacteurs nucléaires nécessite de prendre en compte non seulement les défis matériels, mais aussi les considérations économiques et la faisabilité de ces technologies à grande échelle.

Lorsqu'il s'agit de réacteurs nucléaires de quatrième génération (Gen IV), la température et la pression du fluide de travail, en particulier dans le cas de réacteurs refroidis au gaz, sont des facteurs déterminants pour l'optimisation des cycles thermiques. Les températures plus élevées permettent des rendements plus élevés, mais imposent des exigences strictes sur la résistance des matériaux. Ces considérations doivent être prises en compte lors du design du réacteur et de l’ensemble du système énergétique, afin de garantir une durabilité à long terme et une efficacité énergétique maximale.

De plus, dans le cadre de la mise en place de réacteurs nucléaires modulaires dans des sites de centrales à charbon, l’espace disponible et la nécessité de maintenir la continuité de l’exploitation pendant la conversion imposent une planification minutieuse et une gestion des risques, notamment en ce qui concerne l’acceptabilité des nouvelles installations vis-à-vis des régulations environnementales et sismiques.