Quel est le rendement réaliste des cycles sCO2 dans les centrales électriques?

Dans l'analyse des cycles thermodynamiques utilisant le dioxyde de carbone supercritique (sCO2), il est essentiel de comprendre non seulement les performances théoriques, mais également les implications pratiques de ces technologies. Dans les centrales électriques modernes utilisant des turbines à gaz ou des cycles combinés, le rendement idéal d’un cycle Carnot est souvent pris comme référence. Cependant, la comparaison directe entre le rendement théorique Carnot et celui des cycles sCO2 dans des conditions réelles de fonctionnement présente certaines nuances, liées notamment à la non-idéité des composants du cycle et aux pertes liées à la récupération de chaleur.

Lors de l'examen de cycles réels, l’efficacité d'un cycle sCO2 dépend de plusieurs facteurs, parmi lesquels la qualité de la récupération thermique. Par exemple, dans un cycle sCO2 avec un récupérateur à haute pression idéal à 100 % d'efficacité, la perte d'exergie dans l'échangeur de chaleur peut atteindre jusqu'à 14.4 kJ/kg, ce qui se traduit par une diminution de l’efficacité par rapport à un cycle théorique parfait. En comparaison, l'augmentation de l'ajout de chaleur, bien que favorable en termes de régulation thermique, peut également engendrer une baisse du rendement global, comme l'indiquent les calculs réalisés dans des simulations de cycles parfaits.

En termes d’applications pratiques, un cycle sCO2 avec une température d’entrée de turbine (TIT) de 600°C et une pression de cycle de 3:1, pourrait atteindre un rendement net d'environ 39,2 % à 42,1 %, bien en deçà de l'idéal théorique. Une augmentation de la température TIT à 700°C améliorerait légèrement ce rendement, mais de manière marginale. Ce point souligne que les attentes de rendement basées sur des résultats théoriques sont souvent exagérées dans les études de marché ou la littérature technique, ce qui peut induire en erreur les ingénieurs et les décideurs.

Pour les centrales utilisant un cycle sCO2, la performance réelle d'une centrale thermique dépend fortement de l’efficacité des systèmes de récupération de chaleur et de l’efficacité des échangeurs thermiques, qui jouent un rôle crucial dans la réduction des pertes d'exergie. Par ailleurs, les considérations économiques, comme le coût des équipements et la consommation d'énergie auxiliaire, sont également essentielles dans l'évaluation de la rentabilité de ces technologies. Par exemple, dans une centrale électrique de 300 MW alimentée au gaz naturel, avec un TIT de 760°C et un cycle à recompression avec séparation de flux, la prise en compte des rendements des compresseurs et des turbines dans un cadre réaliste, avec des pertes d'efficacité mécaniques et thermiques, ajuste le rendement à un niveau plus bas que celui prévu par des calculs théoriques idéaux.

Ainsi, pour tout projet visant à déployer des centrales électriques basées sur des cycles sCO2, il est impératif de considérer non seulement les performances théoriques du cycle, mais aussi les spécificités des composants réels, leur efficacité, et les pertes d'exergie, afin de ne pas s'illusionner sur les capacités de rendement du système.

Comment optimiser les performances d'une centrale solaire thermique à concentration avec champ LFR et récepteur central ?

Lorsqu'une turbine à vapeur est hors ligne ou lorsqu'elle se déclenche de manière imprévue, la vapeur est dirigée vers un condenseur de décharge. Dans certaines situations, le dépressurage de la vapeur à travers une cheminée de ventilation permet de réduire la pression de la vapeur, bien que cette méthode soit une solution gaspilleuse et ne soit utilisée que lors des démarrages ou en cas d’urgence. Un aspect innovant de certaines conceptions réside dans le récepteur solaire, qui peut aussi agir en tant que surchauffeur. Dans une configuration avec un champ LFR, l'eau d'alimentation est envoyée vers le champ, où la vapeur est générée. Cette vapeur passe ensuite par un séparateur, dont le liquide est renvoyé dans le champ LFR pour recirculation. La vapeur séparée est envoyée à l'échangeur pour surchauffe.

Il est crucial de maintenir un débit de vapeur minimal dans ces systèmes afin d'éviter une défaillance de la turbine. Si le débit de vapeur chute en deçà du minimum requis, une vanne de dérivation permet de mélanger une certaine quantité d'eau saturée du séparateur avec la vapeur. Cela permet de maintenir un débit suffisant pour éviter un déclenchement de la turbine. Ce processus de régulation des débits et des températures est fondamental pour le bon fonctionnement des installations CSP, mais il soulève des défis considérables en termes de gestion thermique et de fiabilité des équipements.

Les leçons tirées des expériences passées en matière de gestion thermique dans les centrales CSP montrent que la conception des équipements doit prendre en compte les comportements transitoires auxquels ils seront soumis. En raison de la nature intermittente de l’énergie solaire, ces installations sont appelées à fonctionner par cycles multiples au cours de la journée. Les concepteurs doivent comprendre les gradients thermiques autorisés dans les matériaux et s'assurer que la conception de l'installation les respecte afin d'éviter des dégradations prématurées des composants.

Un rapport du National Renewable Energy Laboratory (NREL) met en évidence des pratiques exemplaires pour les systèmes CSP, notamment l'importance de modéliser précisément le comportement transitoire des centrales, en tenant compte des démarrages, des arrêts, des nuages intermittents et des transitions opérationnelles. Il souligne également que ces modèles doivent être validés par des tiers indépendants pour garantir leur fiabilité et leur transparence.

Les défis de conception et de contrôle sont encore plus complexes lorsqu'il s'agit d'intégrer l'énergie solaire à une centrale combinée turbine à gaz (GTCC). L'une des solutions envisagées est l'utilisation de l'énergie solaire pour chauffer le gaz de combustion de la turbine à gaz. Bien que ce soit relativement simple à mettre en œuvre, cette méthode présente l'inconvénient de réduire légèrement la production de vapeur de la turbine à vapeur, bien que les économies réalisées en termes de combustible compensent largement cette perte de performance.

Une autre option, plus complexe, consiste à remplacer partiellement ou totalement le brûleur de la turbine à gaz par un récepteur solaire. Ce système hybride solaire-gaz a pour objectif de canaliser l'air comprimé de la turbine à gaz à travers le récepteur solaire pour le chauffer avant son entrée dans la chambre de combustion. Bien que cette approche puisse être réalisée dans le cadre d'une modernisation d'une turbine existante, elle nécessite des ajustements importants dans la conception de la turbine, notamment pour gérer les variations de température de l’air comprimé causées par l’irradiation solaire. Ces fluctuations de température peuvent provoquer des instabilités dans le contrôle de la turbine, notamment en ce qui concerne la prévention de l'auto-allumage et l’optimisation des mélanges de combustibles.

En résumé, l'intégration de l'énergie solaire dans les cycles combinés turbine à gaz et les centrales CSP présente des défis techniques significatifs. Les enjeux liés à la gestion thermique, aux variations d'irradiation et aux cycles de fonctionnement demandent une approche rigoureuse de la conception et du contrôle. La recherche continue et les retours d'expérience sont essentiels pour améliorer la performance de ces systèmes et surmonter les obstacles actuels.