L'efficacité est un nombre théorique qui détermine dans quelle mesure un cycle donné d'une machine thermique approche la valeur théorique ultime, définie par l'efficacité de Carnot. Cependant, l'efficacité nette d'une centrale électrique est un indicateur commercial qui mesure la rentabilité d'une installation, en se basant sur deux quantités mesurables et monétisables : la quantité de combustible consommée en MMBtu/h ou MWth (HHV) et la quantité d'énergie nette fournie au réseau en MWh ou kWh. Le propriétaire ou l'exploitant paye pour le combustible et génère des revenus à partir de l'énergie produite. La différence entre les deux est ce qui détermine la rentabilité. Un écart négatif peut mener à des pertes importantes, tandis qu'un écart positif est synonyme de profit. Cette distinction est essentielle : l'efficacité nette est ce qui fait fonctionner ou non l'entreprise.

L'efficacité du cycle, en revanche, n'est pas directement mesurable ni monétisable. Elle peut être estimée à partir des paramètres mesurés, mais cette estimation comporte une marge d'erreur qui dépend de la complexité du cycle et de la précision des capteurs utilisés. Cet écart est principalement dû aux éléments suivants :

  • L'équipement d'addition de chaleur du cycle (comme la chaudière à combustion ou l'échangeur de chaleur, qu'il soit alimenté ou non en combustibles) ;

  • L'équipement de rejet de chaleur du cycle (par exemple, le condenseur refroidi par eau ou par air, et la tour de refroidissement) ;

  • La consommation d'énergie des équipements auxiliaires ;

  • La consommation d'énergie des blocs de processus additionnels, comme l'unité de séparation de l'air utilisée pour générer de l'oxygène dans les chaudières oxy-combustion.

Il est important de noter que ces facteurs auront un impact majeur même si la performance du cycle est évaluée avec le plus grand soin, notamment en ce qui concerne les paramètres de conception tels que les points de pincement des équipements d'échange thermique (c'est-à-dire l'efficacité des échangeurs thermiques), les rendements polytropes/isentropes des composants, ainsi que les causes de pertes parasites comme les flux secondaires pour le refroidissement des gaz chauds. Dans de nombreux cas, ces subtilités de conception sont soit ignorées, soit optimistes, sans tenir compte de la taille, du coût et de la faisabilité de fabrication.

Il faut également comprendre qu'une centrale à turbine à gaz et à vapeur (GTCC) fonctionne de manière similaire à une voiture durant une journée normale. Elle démarre, s'arrête, accélère, fonctionne à une vitesse constante pendant un certain temps, puis ralentit et redémarre. Ce cycle d'opérations peut entraîner une consommation de combustible bien différente de la performance théorique calculée à des conditions ambiantes et de charge prescrites. Pour les centrales GTCC conventionnelles, ces informations sont facilement accessibles et calculables à l'aide de modèles établis et de courbes de correction. Par exemple, les données des centrales électriques des États-Unis sont publiées par l'Energy Information Administration (EIA) sous forme de statistiques sur leur site internet. Un résumé des données pour la période de janvier à septembre 2018 montre que toutes les centrales analysées étaient équipées de générateurs de chaleur à récupération de chaleur (HRSG) à combustion complémentaire, souvent utilisés pendant l'été. Malheureusement, ces fichiers de données ne comprennent pas les performances de conception, ce qui rend difficile le calcul du facteur de charge.

Le décalage entre les performances théoriques de base et celles observées sur le terrain est manifeste. Cela explique pourquoi des efforts trop optimistes pour présenter de nouvelles technologies comme étant meilleures qu'elles ne le sont en réalité finissent souvent par échouer. Cela souligne également l'importance de la RAM (fiabilité, disponibilité, maintenabilité) et de la capacité opératoire d'une technologie. Un chiffre de performance optimiste à un seul point de conception, accompagné d'hypothèses ou d'omissions trop optimistes, ne fait pas une technologie viable. Les informations essentielles concernent la manière dont un système démarre et s'arrête, comment il fonctionne à faible charge ou sous des températures ambiantes extrêmes, et si une évaluation réaliste de la RAM a été réalisée.

Il existe également une leçon d'avertissement concernant la technologie de gazéification intégrée pour turbines à gaz (IGCC). Bien que la technologie de gazéification soit ancienne et que certains sous-systèmes aient fonctionné avec succès dans les industries chimiques et pétrolières depuis des décennies, la technologie IGCC n'a pas réussi à se démocratiser. Malgré plusieurs projets pilotes, comme ceux réalisés aux États-Unis, en Europe et au Japon, l'IGCC a échoué à réaliser une percée commerciale. Les causes en sont les coûts élevés, la complexité opérationnelle et une fiabilité insuffisante. Même la capacité de capture de CO2 en pré-combustion n'a pas permis de sauver cette technologie. Plusieurs projets IGCC ont été abandonnés, illustrant une fois de plus que l'optimisme excessif dans les technologies émergentes peut mener à l'échec.

En résumé, le concept le plus puissant pour évaluer la performance d'une machine thermique est celui du "facteur technologique". Chaque cycle thermique pratique, qu'il soit un moteur à gaz ou un moteur à vapeur, tente de se rapprocher du cycle Carnot sous-jacent. Cependant, aucun cycle pratique n'atteint cette efficacité idéale. Les températures moyennes effectives pendant l'ajout de chaleur (METH) et le rejet de chaleur (METL) caractérisent chaque cycle thermique, et la différence entre l'efficacité réelle du cycle et l'efficacité théorique ultime de Carnot est exprimée par le facteur de cycle. Ce facteur, appelé le "cycle factor" (CF), permet de comparer l'efficacité réelle du cycle avec l'efficacité Carnot idéale, soulignant à quel point il est crucial d'estimer ces paramètres pour évaluer de manière réaliste la performance d'une centrale.

Le cycle à CO2 supercritique : enjeux et perspectives

Le CO2 supercritique (sCO2) est de plus en plus envisagé comme fluide de travail pour des moteurs thermiques à cycle fermé. Le terme "supercritique" désigne un état où les conditions de pression et de température dépassent le point critique du dioxyde de carbone (73,8 bars, 31°C). À ces conditions, le CO2 ne se comporte ni comme un gaz, ni comme un liquide, mais comme un fluide dense, une phase distincte qui permet un rendement thermique élevé dans les moteurs thermiques fermés.

Le développement des turbines à cycle fermé utilisant le CO2 supercritique repose sur l'idée que ce fluide pourrait remplacer les cycles classiques à vapeur (Rankine) dans la production d'énergie, notamment dans des centrales électriques alimentées par des combustibles fossiles. Cependant, les premiers travaux et revendications, notamment ceux parus autour de 2010, ont souvent exagéré les capacités du CO2 supercritique. Bien que cette technologie présente certains avantages théoriques, elle ne constitue pas une alternative réaliste pour les grandes installations de production d’énergie à l'échelle industrielle.

En fait, un examen plus approfondi du cycle de puissance à CO2 supercritique révèle que cette technologie ne peut pas, à elle seule, remplacer les cycles à vapeur dans les centrales à gaz combinées (GTCC) de grande capacité. Des analyses thermodynamiques rigoureuses ont montré que le rendement de ce système est limité, surtout dans les cycles combinés où le CO2 supercritique serait censé jouer le rôle de cycle secondaire, en basculant entre la production d’énergie à haute et basse température. Ainsi, contrairement à ce que certains ont affirmé, le CO2 supercritique ne pourrait pas fonctionner efficacement dans des configurations de turbines à gaz classiques combinées à des cycles à vapeur Rankine, car les températures et pressions de rejet de chaleur dans ces cycles seraient trop proches.

Le concept d'un moteur thermique à CO2 supercritique repose sur la possibilité de récupérer la chaleur issue des gaz d'échappement pour réchauffer le fluide de travail comprimé. Sans cette récupération de chaleur, l'efficacité du cycle serait extrêmement faible, car la différence de température entre les processus d'ajout et de rejet de chaleur serait insuffisante pour générer une différence d’entropie significative. En d'autres termes, sans un système de récupération efficace, la technologie à CO2 supercritique serait tout simplement trop peu performante pour des applications industrielles à grande échelle.

Ce type de turbine, bien qu’innovant et théoriquement prometteur pour des systèmes de production d'énergie à partir de sources comme les réacteurs nucléaires ou les centrales à gaz à cycle combiné, présente des défis techniques importants. Le principal problème réside dans la faible différence de température entre l’ajout et le rejet de chaleur, qui limite le rendement global du cycle. En outre, bien que certaines études aient suggéré que le CO2 supercritique pourrait être un fluide de travail efficace pour des réacteurs nucléaires à haute température, la réalité des rendements de ces systèmes à grande échelle montre que d'autres technologies, comme les cycles Rankine à vapeur ou les cycles à gaz conventionnels, sont encore largement plus efficaces.

L’un des aspects clés à comprendre est que les cycles à CO2 supercritique, bien qu’intéressants pour certaines applications spécifiques, ne sont pas une panacée pour la production d'énergie à grande échelle. Les systèmes de production d'énergie à l'échelle industrielle, en particulier ceux qui fonctionnent avec des combustibles fossiles, doivent encore surmonter de nombreux obstacles thermodynamiques et mécaniques avant que le CO2 supercritique ne devienne une solution viable. En outre, bien que la recherche sur cette technologie continue de progresser, elle nécessite encore de nombreuses améliorations en termes de gestion thermique, de matériaux résistant aux hautes températures, et de compression du fluide de travail.

Enfin, bien que le CO2 supercritique puisse offrir certains avantages dans des configurations spécifiques comme les réacteurs nucléaires à haute température ou certains types de centrales à gaz à cycle combiné, sa mise en œuvre dans des installations de production d'énergie à grande échelle pour les combustibles fossiles reste peu probable à court terme. L’optimisation des matériaux, des cycles thermodynamiques et des systèmes de récupération de chaleur sera essentielle pour évaluer la véritable place de cette technologie dans le mix énergétique futur.

Comment le stockage de l’énergie au CO2 pourrait-il transformer la gestion de l’énergie ?

Les systèmes de stockage d’énergie à air liquide (LAES) et de stockage d’énergie à air comprimé (CAES) reposent sur des principes thermodynamiques similaires, mais leurs applications diffèrent en fonction des fluides de travail utilisés. Le LAES surmonte une des limitations majeures du CAES, celle de la faible densité de l’air, en recourant à une approche cryogénique qui permet de stocker l’air à une température extrêmement basse, augmentant ainsi sa densité et réduisant la nécessité de grandes cavernes souterraines. Cependant, cette solution pose des défis liés à la gestion de la cryogénie et des matériaux résistants aux températures très basses.

Une alternative intéressante se profile avec l’utilisation du dioxyde de carbone (CO2) comme fluide de travail pour le stockage d’énergie. Le CO2, plus dense que l’air à température ambiante, offre un compromis intéressant : il permet de contourner la nécessité de solutions cryogéniques tout en offrant des performances supérieures en termes de densité énergétique par rapport à l’air. Cependant, une question cruciale persiste : où stocker ce CO2, sachant qu'il n'existe pas de réservoir naturel de CO2 à pression atmosphérique comme c'est le cas pour l'air ?

Les propositions actuelles prévoient deux réservoirs souterrains pour le stockage du CO2, dont l'un est à basse pression, utilisé pour stocker le CO2 évacué lors de la phase de décharge, et l'autre est à haute pression, pour stocker le CO2 comprimé durant la phase de charge. Ces systèmes exploitent des aquifères salins ou des cavernes naturelles. Le CO2 est ainsi injecté à haute pression dans un réservoir profond, puis libéré et détendu à faible pression lors de la décharge pour générer de l'énergie.

En analysant les performances de ce type de stockage, plusieurs variantes thermodynamiques sont à considérer : les systèmes transcritiques (TC) et supercritiques (SC). La différence réside principalement dans les pressions d'entrée et de sortie du turbomoteur. Dans le cas des systèmes TC, le CO2 est dans un état supercritique à l’entrée de la turbine, mais se trouve dans un état subcritique à la sortie. Dans les systèmes SC, à l'inverse, la pression d’entrée est supercritique, mais l’état du CO2 lors de l'expansion est critique, maximisant l'efficacité du cycle de conversion d’énergie.

Les chiffres relatifs au coût d’investissement (CAPEX) et aux coûts opérationnels (OPEX) pour ce type de technologie varient considérablement, mais certains systèmes comme ceux de la société Highview Power, bien que se basant sur des principes similaires, ont déjà fait leurs preuves avec des installations pilotes. Leur système de 50 MW/250 MWh a permis de calculer un coût nivelé de stockage de 114 £/MWh, en prenant en compte des hypothèses concernant les prix de l’électricité, les cycles de stockage annuels et les coûts opérationnels. Ces chiffres, bien qu’indicatifs, soulignent les défis techniques et financiers de la mise en œuvre de ces technologies à grande échelle. Les technologies concurrentes doivent être comparées dans ce cadre pour évaluer leur rentabilité à long terme.

Pour un stockage énergétique efficace, il est crucial de comprendre l'impact de la durée de décharge et de la capacité de stockage. Par exemple, dans un scénario où la capacité est doublée, passant de 250 MWh à 450 MWh, le coût initial (CAPEX) augmente, mais le coût par MWh diminue, rendant le projet plus rentable sur le long terme. Cela démontre l'importance d'optimiser les dimensions des systèmes de stockage en fonction des besoins spécifiques d’une région ou d’un réseau.

Bien que la technologie du stockage au CO2 présente des avantages significatifs en termes de densité énergétique et de flexibilité, sa mise en œuvre reste complexe, notamment à cause des coûts élevés de construction des infrastructures nécessaires et des questions environnementales liées à l’extraction et au stockage du CO2. Cependant, avec l'avancement des recherches et l'amélioration des technologies de captage et de compression du CO2, cette approche pourrait devenir un pilier important de la transition énergétique.

L’aspect fondamental à retenir est que, si le CO2 semble offrir des avantages théoriques indéniables en termes de densité énergétique et de facilité de stockage comparé à l’air, sa mise en œuvre à grande échelle est encore soumise à plusieurs défis technologiques et économiques. L’étude approfondie des cycles thermodynamiques, l’optimisation des réservoirs de stockage et la réduction des coûts sont des axes essentiels pour faire de cette technologie une alternative viable face aux systèmes de stockage conventionnels.

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