Comment l'énergie solaire peut-elle améliorer l'efficacité des turbines à gaz dans les centrales hybrides ?

L'intégration de l'énergie solaire dans les systèmes de production d'électricité à partir de turbines à gaz représente une approche innovante visant à améliorer l'efficacité des cycles combinés. L'un des défis majeurs dans la conception de ces systèmes hybrides est la gestion de la température et de la pression dans l'équipement de transfert de chaleur externe et les tuyauteries. Ces éléments doivent être capables de fonctionner à des températures et des pressions élevées tout en minimisant la perte de pression de l'air entre la sortie du compresseur et l'entrée de la turbine, ou du chambre de combustion. Dans ce cadre, la transition du concept à la réalité peut être plus facilement gérée dans des applications telles que les microturbines.

L'une des méthodes d'hybridation qui se distingue est l'utilisation de l'énergie solaire pour préchauffer l'air comprimé entrant dans la turbine à gaz. Cependant, cette approche ne se limite pas à la simple préchauffe : l'énergie solaire peut également être utilisée pour injecter de la vapeur dans la chambre de combustion de la turbine. Cette technique, qui s'inspire de la technologie STIG (Steam Injection Gas Turbine), a été adaptée pour intégrer l'énergie solaire via des systèmes de concentration solaire (CSP), notamment les champs de miroirs paraboliques ou les tours solaires.

Pour surmonter cette limitation, l'ajout d'un système de stockage d'énergie thermique (TES, Thermal Energy Storage) pourrait prolonger l'efficacité du système solaire hybride, mais cette solution reste coûteuse et peu rentable à grande échelle. La question du coût reste un obstacle majeur, même si, avec les bons ajustements techniques, une amélioration substantielle de l'efficacité pourrait être réalisée, comme le montrent les résultats de certaines études numériques sur l'hybridation des turbines à gaz avec l'énergie solaire.

Un autre type d'hybridation solaire plus avancée est le STIG hybride, qui combine la génération de vapeur à partir de sources solaires et conventionnelles. Dans ce cas, un générateur de vapeur à récupération de chaleur (HRSG) simple est utilisé pour produire la vapeur nécessaire à l'injection dans la turbine. La vapeur est générée grâce à l'énergie des gaz d'échappement de la turbine, tout en étant assistée par une centrale solaire CSP. Cette approche hybride garantit qu'il y ait toujours de la vapeur disponible pour l'injection dans la chambre de combustion, même lorsque la production d'énergie solaire est insuffisante. Ce système hybride est donc une forme de combinaison entre la production de vapeur conventionnelle et celle issue de l'énergie solaire, permettant une flexibilité accrue dans la gestion de l'énergie.

Cela impliquerait, entre autres, un récepteur solaire capable de capter une chaleur de 1 150-1 200 °F et de la transmettre efficacement à la turbine pour maximiser l'extraction d'énergie. L'introduction de cette technologie permettrait de générer plus d'énergie par unité de chaleur solaire captée et de repousser les limites de l'efficacité des cycles combinés à turbine à gaz. Cependant, l'implémentation de cette technologie rencontre plusieurs défis, notamment la nécessité d'un récepteur solaire de grande taille et l'optimisation du processus pour minimiser les pertes thermiques.

Ces approches novatrices montrent qu’il est possible de modifier et d’adapter les systèmes de turbines à gaz existants pour tirer parti de l’énergie solaire, tout en augmentant leur performance. Mais au-delà des améliorations purement techniques, il est essentiel de considérer également les coûts de mise en œuvre, les choix de conception et les conditions environnementales locales. La question du stockage d'énergie thermique, par exemple, peut offrir une solution pour pallier l'intermittence de l'énergie solaire, mais à un coût relativement élevé.

Il est important de noter que les approches combinant énergie solaire et turbines à gaz ne sont pas limitées à l'amélioration de l'efficacité thermique. Elles soulignent également la nécessité de repenser les cycles thermodynamiques pour maximiser l'utilisation des différentes formes d'énergie disponibles.

Comment le choix des technologies ZLD affecte le coût et la performance des systèmes de traitement de l'eau salée ?

Dans le contexte de la gestion des eaux usées industrielles, l'approche du "Zero Liquid Discharge" (ZLD) est une solution cruciale pour la réduction de la pollution de l'eau et la gestion durable des ressources. Cette technologie vise à éliminer complètement les liquides de rejet, en concentrant les solutés dans un résidu solide. Les configurations de plantes ZLD varient largement selon les paramètres de salinité, de dureté de l'eau et les types de systèmes utilisés, ce qui influence directement leurs coûts et leurs rendements.

L’un des constats majeurs de cette étude est l'absence d'économies d'échelle. En effet, même lorsque les débits traités sont importants (allant de 1 à 20 millions de gallons par jour), des unités multiples doivent être mises en place pour les configurations de plus grande taille. Cela signifie que la taille de la centrale n’entraîne pas une réduction proportionnelle des coûts, ce qui peut rendre les systèmes ZLD plus coûteux que prévu dans les grandes installations.

En ce qui concerne les configurations spécifiques, les systèmes avec cristalliseur (types 1B et 2B) offrent des taux de récupération plus élevés, ce qui les rend plus efficaces en termes de traitement de l'eau. Cependant, cette meilleure performance est obtenue au prix d'un coût énergétique plus élevé, notamment dû à l'inclusion de compresseurs à vapeur dans les cristalliseurs. Ces systèmes, bien que très performants, entraînent des coûts d'exploitation plus élevés, en particulier en termes de consommation d'énergie. En outre, les coûts de capital incluent non seulement la construction de l'usine, mais aussi des coûts substantiels associés à la gestion des déchets solides (landfills pour l’élimination des résidus solides et étangs pour la gestion du saumur).

Cependant, l'aspect qui peut déstabiliser la rentabilité d’un projet ZLD est la fiabilité du système. Plus le nombre de composants d'un système est élevé, plus le risque de défaillance augmente. Dans un système ZLD de type combiné (par exemple, type 2B avec prétraitement chimique et évaporation thermique), une défaillance d’un seul composant, comme une pompe ou une membrane, peut entraîner une panne complète du système, ce qui peut sérieusement perturber la production de l’usine. Cela s'avère être un problème majeur dans les centrales électriques qui dépendent de l’efficacité du système ZLD pour leur fonctionnement continu. Pour pallier ce problème, un stockage de sécurité est recommandé, notamment des réservoirs de rétention pour la saumure et les concentrés, afin de maintenir la production pendant que le système ZLD est en maintenance ou en réparation.

Il est essentiel de considérer le rapport coût-efficacité lors de la sélection de la configuration ZLD, en prenant en compte non seulement le coût d'installation, mais aussi la fiabilité et les coûts d'exploitation à long terme. Dans des applications où la fiabilité est cruciale, comme dans les centrales électriques, il devient indispensable d’inclure dans les calculs de coûts un budget pour la maintenance préventive et la gestion des pannes, tout en veillant à ce que le système de stockage soit dimensionné de manière adéquate pour minimiser les impacts des arrêts non planifiés.

L'option CAES : un potentiel inexploité dans le stockage d'énergie à grande échelle

Le stockage d'énergie, notamment via les systèmes de stockage d'air comprimé (CAES), représente un potentiel important pour améliorer la flexibilité et l'efficacité des réseaux électriques, particulièrement en réponse à la croissance des énergies renouvelables comme l'éolien. Toutefois, malgré ses avantages théoriques, le CAES se trouve confronté à des défis économiques et réglementaires qui limitent son adoption à grande échelle.

Dans une analyse des différents scénarios économiques, l'option CAES se classe troisième en termes de valeur actuelle nette (VAN), juste derrière les technologies de turbines à gaz à cycle simple. Bien que le CAES offre des avantages dans un scénario où les prix du carburant sont élevés, il reste toujours inférieur aux options GTCC (turbine à gaz à cycle combiné), à moins qu'il ne soit associé à des bénéfices supplémentaires, tels que des pénalités réduites sur les émissions de CO2, la réduction des contraintes de production éolienne, ou encore des crédits d'énergie renouvelable. Cependant, ces avantages ne peuvent être pleinement réalisés que si l'opérateur du CAES possède également des actifs générateurs, tels que des parcs éoliens, ou des accords bilatéraux avec des partenaires externes. Cette situation crée un environnement complexe et peu propice à l'émergence d'un modèle économique viable, à moins de l'intégrer dans une structure plus large comme celle des grandes entreprises de services publics verticalement intégrées, telles que celles en place avant la dérégulation.

Il existe cependant un scénario où le CAES pourrait se concrétiser : lorsqu'une entité détient à la fois un grand parc éolien et une installation CAES. Ce modèle permettrait de maximiser l'utilisation du stockage d'air comprimé en couplant les besoins de production d'énergie éolienne avec la capacité de réguler et de distribuer l'énergie à la demande, tout en profitant des avantages économiques associés. Mais même dans ce cas, la complexité des accords contractuels entre les différentes parties rend la situation difficile à gérer.

En ce qui concerne l'aspect technique du CAES, le cycle de compression et d'expansion de l'air joue un rôle crucial dans l'efficacité du système. La pression et la température de l'air dans la chambre de stockage déterminent la capacité de génération d'énergie du système. Cependant, la réalisation d'une pression optimale de stockage dans la chambre de stockage se heurte à des limites pratiques. Plus la pression est élevée, plus le volume nécessaire pour stocker l'air comprimé devient important, ce qui entraîne des coûts d'investissement et d'exploitation considérables. Une solution consiste à utiliser des techniques comme les cavernes salines, qui permettent d'atteindre des pressions de stockage beaucoup plus élevées que celles possibles avec des chambres plus petites. Cependant, même dans des conditions optimales, la gestion de la pression et de la température à l'intérieur de ces cavernes demeure complexe et nécessite des ajustements pour maintenir une efficacité optimale lors des cycles de charge et de décharge.

Il est essentiel de noter que, bien que la technologie CAES soit prometteuse, elle est encore loin d'être une solution de stockage d'énergie généralisée. L'absence de mécanismes de valorisation claire des bénéfices associés au CAES pour l'opérateur et la difficulté de sa classification réglementaire en font une option moins attrayante par rapport à d'autres formes de stockage d'énergie ou à des technologies de génération plus simples comme les turbines à gaz à cycle combiné.

Pour qu'une installation CAES devienne une véritable alternative viable, il faudra non seulement surmonter ces défis techniques et économiques, mais aussi repenser les structures réglementaires et les modèles commerciaux actuels. L'intégration du CAES dans des systèmes énergétiques existants nécessite une approche systémique qui tienne compte des besoins spécifiques des différents acteurs du marché. Un avenir possible pour le CAES pourrait résider dans des alliances stratégiques entre producteurs d'énergie renouvelable et opérateurs de stockage, permettant ainsi de maximiser les synergies entre les technologies de stockage d'énergie et les parcs de production d'énergie renouvelable.