Pourquoi la capture de CO2 dans les centrales GTCC est-elle plus efficace que celle des centrales à charbon supercritiques ?

Dans le domaine de la capture et du stockage du dioxyde de carbone (CCS), il est important de comprendre les différences de performance entre les technologies. Les centrales électriques à cycle combiné gaz (GTCC) avec capture de CO2 se révèlent souvent plus efficaces que les centrales à charbon ultra-supercritiques avec capture, même lorsqu'on parle des technologies les plus avancées dans ce domaine. En effet, si l’on compare les coûts et l'efficacité des différents systèmes, l'option GTCC avec capture semble offrir le LCOE (Levelized Cost of Electricity) le plus bas parmi les technologies concurrentes, notamment grâce à la faible CAPEX du bloc de puissance, malgré la complexité et le coût du bloc de capture.

Aujourd'hui, l'approche la plus prometteuse pour combler le fossé entre les niveaux de préparation technologique (TRL) et les indices de maturité commerciale (CRI) est celle de l'« open art ». Cette approche propose de donner aux opérateurs de centrales PCC (Post-Combustion Capture) un contrôle complet sur la technologie utilisée, en optant pour des solvants non propriétaires et non spécifiques. De plus, l’idée est de construire une petite flotte de centrales à grande échelle (entre 400 et 750 MW) sur plusieurs années pour tirer parti des enseignements de la construction et de l'exploitation de ces installations. Ce modèle permettrait non seulement d'améliorer l'efficacité et de réduire les coûts d'investissement et d'exploitation, mais aussi d’ouvrir la voie à un déploiement plus large et plus sécurisé des technologies de capture de CO2.

Parmi les autres options de solvants, l'ammoniac (NH3) est une alternative intéressante en raison de ses faibles besoins énergétiques pour la régénération et de sa capacité d'absorption plus élevée. Cependant, son principal inconvénient réside dans sa volatilité élevée, ce qui pose un risque environnemental important si de l'ammoniac est émis dans les gaz de combustion. C'est pourquoi de nombreux efforts de recherche sont consacrés à la mise au point de solvants « idéaux » qui combinent une absorption élevée du CO2, une faible consommation d’énergie et un impact environnemental réduit. Par exemple, l’ammoniac et les solvants à base d’amines sont associés à des émissions indirectes de CO2 durant leur production, notamment lors de la fabrication du MEA, mais cette empreinte carbone est relativement faible par rapport aux bénéfices de la capture du CO2.

Le développement de technologies de capture de CO2 efficaces et économiquement viables repose donc sur une compréhension approfondie des cycles de vie des solvants, de la régénération de l’énergie et des innovations constantes visant à améliorer ces processus. Les défis restent nombreux, mais avec un investissement soutenu dans la recherche et la mise en œuvre de technologies ouvertes et modulaires, il est possible de rendre cette technologie prête pour une large adoption commerciale dans les années à venir.

Quels sont les défis techniques dans la conception et l’exploitation des récepteurs solaires à haute température et des générateurs de vapeur à cycle solaire concentré (CSP) ?

Dans le cadre de l’optimisation des récepteurs solaires pour la génération de vapeur dans les centrales thermosolaires, plusieurs défis techniques se présentent, liés à la conception et à l’exploitation des systèmes. L'un des aspects primordiaux est la gestion des différences de pression entre les différents fluides caloporteurs utilisés, tels que le dioxyde de carbone supercritique (sCO2) et l'air, qui circulent dans l'échangeur de chaleur. Le fluide caloporteur sCO2, à des pressions proches de 300 bars, doit être refroidi de manière efficace tout en évitant les fortes pertes de pression lors de son passage à travers le dispositif de récupération thermique. Cette différence de pression importante entre le sCO2 et l’air, à pression atmosphérique, crée une contrainte importante sur les parois des tubes et expose le système à des risques de stress mécanique et thermique, en particulier pendant les phases transitoires, telles que le démarrage, l’arrêt ou les variations de charge.

Le récepteur solaire, qui expose ses panneaux à des températures très élevées, nécessite une instrumentation de mesure thermique extrêmement précise. Les caméras infrarouges (IR) sont couramment utilisées pour mesurer les flux thermiques et les températures des parois des tubes, mais leur précision peut être affectée par plusieurs facteurs, notamment les conditions environnementales dans des régions désertiques, où la clarté de l’air, la distance et l’angle d’observation influencent la qualité des mesures. Il devient donc essentiel que ces dispositifs soient validés et calibrés dans des conditions réelles afin d’assurer leur fiabilité.

En outre, les récepteurs solaires peuvent faire face à des défis spécifiques à la distribution du flux thermique dans les tubes. Par exemple, la variation de température le long du périmètre d'un tube est susceptible de générer des contraintes thermiques qui accélèrent les mécanismes de fatigue. Ce phénomène, bien que non exclusif aux centrales solaires, est particulièrement pertinent dans le contexte des centrales thermosolaires, où une surveillance constante et une conception attentive sont nécessaires pour prévenir la défaillance des composants.

Une autre difficulté réside dans le comportement des générateurs de vapeur à cycle solaire concentré, où les conditions de fonctionnement de haute pression et de température combinées à un mode de fonctionnement cyclique peuvent entraîner des risques de dégradation prématurée des matériaux, notamment en raison de la corrosion. Cela est particulièrement vrai dans les récepteurs à sels fondus, où la présence de chlorures dans le sel peut exacerber ce phénomène. Le choix du sel, avec une teneur minimale en chlorures, devient donc un facteur clé pour la longévité du système.

Le système de pompage et de régulation du débit de la vapeur dans les générateurs de vapeur à cycle solaire concentré présente également des défis spécifiques. Le débit de vapeur, étant l’un des paramètres les plus sensibles et réactifs du système, doit être contrôlé avec précision pour garantir l’efficacité du système. Le contrôle du débit de l’eau d’alimentation dans le générateur de vapeur est assuré par une pompe centrifuge à vitesse variable, permettant une régulation fine dans une plage de pression précise. En cas d’urgence, il est possible de couper l’alimentation en eau pour isoler le générateur de vapeur.

Enfin, les flux de vapeur superchauffée dans les générateurs à récepteur solaire peuvent poser des problèmes supplémentaires en raison des variations de pression dans les circuits d'alimentation et de distribution de la vapeur. Un agencement asymétrique des canalisations entre les différents éléments du générateur de vapeur pourrait entraîner des perturbations du flux, créant des pulsations et instabilités qui risquent de déstabiliser le fonctionnement du système. Pour éviter ces problèmes, il est crucial de concevoir des réseaux de tuyauterie symétriques, avec des pertes de charge similaires pour chaque sous-circuit.

Il est essentiel de comprendre que chaque composant du système doit être conçu pour résister à des cycles thermiques et mécaniques constants, notamment ceux induits par des démarrages fréquents et des arrêts. Les matériaux doivent être choisis avec soin en fonction de leurs propriétés de résistance à la fatigue thermique, et une surveillance constante du comportement thermique des tubes et de l’échangeur de chaleur est indispensable pour assurer une opération fiable sur le long terme. Les défis associés à la gestion de la chaleur, à la régulation de la pression et au contrôle des flux dans ces systèmes soulignent la complexité de la conception et du fonctionnement des récepteurs solaires à haute température et des générateurs de vapeur dans les applications thermosolaires.

L'énergie durable : Transition énergétique et réalité des émissions de CO2

En 2018, la concentration de CO2 dans l'atmosphère a dépassé les 400 ppm, un niveau que l'on n’avait pas observé depuis avant l'ère industrielle. Jusqu’à la fin du XVIIIe siècle et le début du XIXe siècle, cette concentration était stable autour de 280 ppm. L'augmentation rapide et continue du CO2, à un rythme d'environ 2,5 ppm par an ces dernières décennies, a coïncidé avec une élévation des températures mondiales. En 2019, la température moyenne mondiale a atteint 1,71 °F (0,95°C) au-dessus de la moyenne du XXe siècle, ce qui en faisait la deuxième année la plus chaude jamais enregistrée. Cette tendance à un réchauffement global est bien établie, et les scientifiques s'accordent à dire qu'une élévation de la température de 3°C est probable d'ici la fin du siècle, surtout si les émissions de CO2 continuent au rythme actuel.

L’idée de la transition énergétique, ou « Energiewende » en Allemagne, repose sur l’idée que la poursuite de la production d’électricité via la combustion des énergies fossiles n'est pas viable à long terme. Cela est dû à la fois aux ressources limitées et aux émissions de GES, notamment le CO2, qui accélèrent le réchauffement climatique. Cette transition vise à remplacer les combustibles fossiles par des sources d'énergie renouvelables comme l'éolien et le solaire. Cependant, un tel passage pose des défis techniques considérables. L'un des enjeux majeurs est la gestion de la variabilité de ces énergies, qui dépendent des conditions météorologiques et ne peuvent pas être produites à la demande de manière constante. En conséquence, l'intégration de systèmes de stockage d'énergie et de technologies comme le stockage d'air comprimé (CAES), la combustion de l'hydrogène, et la capture et séquestration du carbone (CCSU) devient essentielle pour assurer la stabilité du réseau.

Il est important de ne pas sous-estimer les défis liés à cette transition. L’augmentation de la part des énergies renouvelables et des technologies associées demande non seulement des investissements massifs mais aussi une adaptation des infrastructures existantes. Le passage à une société à faibles émissions de carbone nécessite une coordination étroite entre les gouvernements, les industriels, et les scientifiques. L'innovation technologique et la recherche sur les systèmes énergétiques, de même que les politiques de réduction des émissions de GES, doivent être menées de front. De plus, la recherche en matière de stockage d’énergie, de nouveaux matériaux et de solutions techniques pour la capture du CO2 reste une priorité.

Si certains soutiennent que l'effort pour la transition énergétique pourrait se heurter à des obstacles économiques et politiques, le fait est qu'aucune autre alternative viable n’est à la hauteur du défi posé par le changement climatique. Le développement de nouvelles technologies énergétiques, tout en étant indispensable, est un processus complexe qui nécessite du temps et des ressources. L'avenir énergétique est indéniablement lié à la capacité de notre société à concilier croissance économique, réduction des émissions et gestion des ressources naturelles de manière durable.

Les Évolutions Récentes dans les Échanges Thermiques : PCHE, Fabrication Additive et Systèmes Supercritique

Les échangeurs de chaleur ont toujours joué un rôle essentiel dans une multitude d'industries, du raffinage de pétrole à la production d'énergie. Cependant, avec l'émergence de nouvelles technologies et des défis spécifiques dans les systèmes thermodynamiques de haute performance, la conception d'échangeurs de chaleur connaît des évolutions importantes. Parmi ces évolutions, les échangeurs à plaques compactes (PCHE) et les technologies basées sur la fabrication additive ouvrent de nouvelles perspectives.

Parallèlement à ces technologies classiques, l'avancement de la fabrication additive (ou impression 3D) a permis l'émergence d'un nouveau type d'échangeur de chaleur. L'UPHEAT (Ultra Performance Heat Exchanger Enabled by Additive Technology), développé par le département de recherche et développement de GE avec le soutien de l'Agence américaine ARPA-E, est un exemple frappant de cette évolution. Conçu pour des températures allant jusqu'à 900°C et des pressions pouvant atteindre 250 bars, cet échangeur est fabriqué à partir d'un alliage superlégérable à haute température, capable de résister aux contraintes thermiques extrêmes. Grâce à sa structure de noyau micro-trifurqué et ses canaux de faible diamètre, ce système permet un transfert de chaleur très efficace. Inspiré par le fonctionnement des poumons humains, l'UPHEAT repose sur une série de canaux entrelacés qui permettent à un fluide de se diviser et de se recombiner en continu, tandis qu'un fluide opposé circule dans un réseau similaire, permettant ainsi un échange thermique optimal.

Ces défis ne concernent pas uniquement les échangeurs de chaleur. Les composants comme les pompes, les compresseurs et les turbines de détente (ou turbo-détendeurs), qui sont des éléments essentiels dans des applications telles que les cycles thermiques supercritiques au CO2 ou le stockage thermique/cryogénique, doivent également répondre à des exigences strictes en matière de conception. La thermodynamique derrière la conception de ces équipements est relativement simple à modéliser à l'aide de logiciels ou de tableaux Excel, mais les problèmes d'aérodynamique et de vibrations peuvent rendre la conception et l'exploitation complexes. Par exemple, les problèmes liés aux fuites dans les projets pilotes de cycles sCO2 ou les questions de vibrations à haute fréquence en fonctionnement peuvent compliquer l'optimisation de ces systèmes.

L'interaction entre les différents systèmes thermodynamiques – échangeurs de chaleur, pompes, compresseurs et turbines – dans des environnements de haute pression et haute température requiert des conceptions minutieuses et des matériaux de plus en plus résistants. Les dernières avancées dans la fabrication additive montrent qu'il est désormais possible de créer des structures plus complexes et plus efficaces, mais ces innovations sont toujours soumises à des défis liés à leur durabilité et à leur mise en œuvre pratique dans des systèmes commerciaux à grande échelle.

En conclusion, bien que les technologies actuelles et émergentes dans le domaine des échangeurs thermiques et des turbomachines offrent des perspectives intéressantes pour l'avenir de la transition énergétique, il est crucial de rester conscient des défis techniques et pratiques qui restent à surmonter. L'optimisation de ces systèmes, tout en garantissant leur fiabilité et leur performance à long terme, nécessite une approche intégrée qui inclut une conception innovante, des matériaux avancés et une analyse approfondie des risques et des contraintes thermiques.

Pourquoi le stockage d'énergie par air comprimé (CAES) reste-t-il une option sous-exploitée malgré son potentiel ?

Le concept du stockage d'énergie par air comprimé (CAES) repose sur un principe relativement simple : l'air est comprimé à l'aide d'un compresseur et stocké sous pression dans une cavité souterraine. Lorsqu'il est nécessaire de produire de l'électricité, cet air est relâché, comprimé à une pression plus faible, et utilisé pour entraîner une turbine qui génère de l'énergie. Bien que ce principe semble rationnel et potentiellement efficace, la mise en œuvre industrielle à grande échelle a été limitée à quelques installations, principalement en Allemagne et aux États-Unis. Il existe aujourd'hui deux centrales CAES commerciales dans le monde : celle de Huntorf, en Allemagne (mise en service en 1978), et celle de McIntosh, en Alabama (mise en service en 1991).

En dépit de leur fiabilité opérationnelle, l’adoption du CAES reste faible dans le monde de l’énergie. Les principales raisons de cette stagnation sont les coûts de construction et d’exploitation, notamment ceux liés à la création des cavernes de stockage, et la difficulté de convaincre les investisseurs de la rentabilité à long terme de ces projets. L’aspect financier demeure un obstacle majeur, en particulier en ce qui concerne le coût des cavernes de stockage qui représente un investissement initial important. De plus, les faibles revenus générés par les centrales de CAES, particulièrement dans les pays où la demande d'électricité fluctue peu, rendent difficile l'obtention de financements.

L’exemple de la centrale de McIntosh, qui fonctionne sur une base de "dual-fuel" (utilisation de gaz ou de fioul), montre également la flexibilité de cette technologie. Cependant, l'exploitation de ce type de système nécessite des ajustements, notamment en termes de maintenance. L’un des défis majeurs rencontrés par la centrale de McIntosh est la faible fréquence des cycles de fonctionnement, ce qui peut entraîner des problèmes de corrosion et de dégradation des matériaux. Ce phénomène est accentué par l'absence de cycles de compression réguliers. En outre, bien que la centrale ait été conçue pour fonctionner avec deux systèmes distincts (compression et expansion), il serait préférable, selon l’équipe de maintenance, que ces systèmes soient désormais totalement séparés pour éviter des problèmes de lubrification.

Au-delà de ces questions techniques, il est essentiel de comprendre que le stockage par air comprimé présente une solution de stockage de grande capacité qui n'a pas été suffisamment explorée en raison de défis économiques et géographiques. Les cavernes de sel sont idéales pour ces systèmes, mais elles ne sont pas disponibles partout. D'autres options de stockage, comme les mines de calcaire, les réservoirs de gaz naturel épuisés ou même les aquifères, ont été envisagées, mais elles viennent avec leurs propres contraintes techniques et économiques.

Les systèmes CAES, bien qu'encore peu développés à grande échelle, sont des candidats prometteurs pour compléter d'autres formes de stockage d'énergie, notamment les systèmes de stockage par pompage (PHES) et les batteries à grande échelle. En comparaison avec ces technologies, le CAES présente l’avantage de nécessiter un investissement initial moins élevé, ce qui pourrait être déterminant pour son développement dans les années à venir, surtout dans un contexte où les infrastructures doivent s’adapter à la croissance des énergies renouvelables.

L’analogie avec les systèmes de stockage par pompage, qui utilisent des réservoirs d’eau à différentes altitudes pour stocker de l’énergie, permet de mieux saisir le potentiel du CAES. Tout comme pour le PHES, l’énergie est stockée sous forme d'énergie potentielle, mais au lieu d'utiliser de l'eau, on utilise de l'air comprimé dans des cavernes souterraines. La technologie CAES, bien qu’elle soit techniquement éprouvée, nécessite des investissements pour surmonter les obstacles financiers et la recherche de sites géologiquement appropriés.