Il est évident que maximiser l'efficacité du cycle combiné revient à maximiser l'efficacité du cycle de fond. Comme le montre l'équation (3.17), cette maximisation nécessite un équilibre délicat entre l'efficacité de la récupération de chaleur dans la chaudière à récupération de chaleur (HRSG) et l'efficacité de la turbine à vapeur. Il est aisé de démontrer, tant graphiquement que numériquement, qu'en supposant tout le reste égal, l'efficacité thermique maximale du cycle combiné est atteinte lorsque la récupération de chaleur est maximale, point auquel l'efficacité exergetique du cycle de fond est également à son maximum – ce qui est logique (mais l'efficacité thermique du cycle de fond n'est pas maximale !). Cela peut sembler contre-intuitif, mais cela reflète la dichotomie implicite dans un cycle de fond, à savoir : • « Assistant » du cycle de tête (récupération de chaleur des gaz d'échappement) • « Acteur principal » à part entière (efficacité globale du cycle de fond).

En tant qu’« assistant », la valeur du cycle de fond est mesurée par la faible température des gaz d’échappement (efficacité maximale de la récupération de chaleur). Cependant, pour le cycle lui-même, en tant qu’« acteur principal », une faible température des gaz d'échappement signifie une faible température moyenne d'ajout de chaleur, ce qui nuit à l'efficacité du cycle. Puisque l'objectif est d'obtenir la meilleure efficacité globale du cycle combiné, la récupération de chaleur des gaz d’échappement est plus importante que l'efficacité du cycle de fond. Cela est démontré quantitativement dans les références citées ci-dessus. Même avec une efficacité thermique élevée, cependant, un cycle de fond avec une faible récupération de chaleur et une température de gaz d'échappement élevée (TSTCK) ne peut atteindre qu'une faible fraction de l'efficacité théorique maximale, quantifiée par la zone triangulaire inférieure-droite {1-4-4C-1} du diagramme T-s en Figure 2.3 (c’est-à-dire une faible efficacité exergetique du cycle de fond). Seul un cycle de fond avec une récupération de chaleur élevée et la température des gaz d'échappement la plus basse possible peut approcher la limite théorique (c’est-à-dire l’efficacité exergetique maximale du cycle de fond), même avec une efficacité thermique plus modeste.

Dans une centrale électrique à charbon avec une grande chaudière utilitaire, la vapeur est générée à une pression unique et surchauffée à une température élevée (généralement deux fois dans les cycles avec réchauffage). La meilleure efficacité possible est obtenue en chauffant l'eau d'alimentation pour maximiser la température moyenne d'ajout de chaleur, c'est-à-dire en ignorant le réchauffage – TSTM - TFWIN T = ln (TSTM / TFWIN) (3.21). Évidemment, cet objectif nécessite la température d’entrée de l’eau d’alimentation (TFWIN) la plus élevée possible. Cependant, cela est très nuisible à l'efficacité du cycle combiné, car une TFWIN élevée se traduit par une TSTCK élevée et une faible récupération de chaleur. Si la HRSG est également limitée à la génération de vapeur à une seule pression, cela implique que la pression de la vapeur doit être aussi basse que possible pour garantir que TSTCK soit aussi bas que possible, ce qui nuit malheureusement à l'efficacité du cycle à vapeur (SCEFF). En revanche, si la pression de vapeur est maintenue aussi élevée que possible pour maximiser le SCEFF, la TSTCK devient très élevée et nuit à l'efficacité de la récupération de chaleur et à l'efficacité globale du cycle de fond.

La solution à ce dilemme est évidente : la génération de vapeur à plusieurs pressions, c'est-à-dire au moins deux, une haute pour un SCEFF élevé, l'autre basse pour une efficacité de récupération de chaleur élevée. C’est la raison pour laquelle les cycles de fond des turbines à gaz industrielles lourdes possèdent au moins deux pressions de génération de vapeur : haute pression (HP) et basse pression (LP). L'autre moyen d'améliorer le cycle à vapeur est d'augmenter la température moyenne d'ajout de chaleur via le réchauffage, où la vapeur d'échappement de la turbine HP est surchauffée au même niveau que la température de vapeur HP avant d'entrer dans la turbine LP. Pour avoir suffisamment de « puissance » pour accomplir la génération de vapeur en quantités significatives accompagnée d'un réchauffage, la turbine à gaz doit être assez grande (c'est-à-dire avec un débit massique élevé des gaz d'échappement, MEXH) et une température d'entrée des gaz d'échappement élevée (TEXH). Ce facteur détermine la hiérarchie de conception des HRSG et des cycles de vapeur, allant des turbines à gaz de classe E aux turbines à gaz de classe H les plus avancées :

• Une pression avec réchauffage (1PRH) ou sans réchauffage (1PNRH) pour les petites turbines industrielles ou les turbines dérivées d'aéronefs avec un faible MEXH et TEXH
• Deux pressions avec réchauffage (2PRH) ou sans réchauffage (2PNRH) pour les turbines de classe E
• Deux pressions avec réchauffage (2PRH) ou trois pressions sans réchauffage (3PNRH) pour les turbines anciennes de classe F
• Trois pressions avec réchauffage (3PRH) pour les turbines à gaz de classe avancée

Les principaux composants d'une HRSG 3PRH sont identifiés sur la Figure 3.11. Ce type de HRSG est le plus courant avec une disposition horizontale des sections d'échange de chaleur dans le sens du flux des gaz d'échappement de la turbine à gaz, de gauche à droite. Les sections de cuisson de vapeur (évaporateurs) sont de type tambour. Il existe également d'autres variantes, comme la conception verticale avec une disposition verticale des sections d'échange de chaleur dans le sens du flux des gaz d'échappement de la turbine à gaz, de bas en haut. Il y a aussi le type Benson, avec l'évaporateur HP de type à passage unique où le tambour de vapeur est remplacé par une petite bouteille de séparation.

Les HRSG modernes, de n’importe quel type, peuvent supporter des pressions subcritiques jusqu'à environ 185 bars. La théorie de base décrite ci-dessus peut être vue graphiquement dans le diagramme de « libération de chaleur » d'une HRSG 3PRH. Il y a trois régions de production de vapeur dans la HRSG : haute, intermédiaire (ou moyenne) et basse pression, HPEVAP, IPEVAP et LPEVAP, respectivement. L’emplacement de la section haute pression est déterminé par la pression de vapeur la plus élevée possible, soit environ 190 bars, et la température de saturation correspondante, qui est autour de 690°F (365°C), par rapport à 630°C ou plus pour les températures modernes des gaz d’échappement des turbines à gaz.

Chaque processus de production de vapeur comprend trois types d'échangeurs de chaleur : l'économiseur (chauffage de l'eau d'alimentation), l'évaporateur (ébullition à pression et température constantes) et le surchauffeur. Il existe deux types de surchauffeurs : le surchauffeur de vapeur HP (chauffant la vapeur HP) et le surchauffeur de vapeur de réchauffage (chauffant la vapeur d'échappement de la turbine HP mélangée avec la vapeur IP produite dans la HRSG). Les trois évaporateurs sont facilement identifiables par les lignes d'ébullition à température constante et les « points de pincement », ou simplement pincements. Le pincement fait référence à la différence minimale de température (ou A, delta) entre le fluide chaud (c’est-à-dire les gaz d’échappement de la turbine à gaz) et le fluide froid (c’est-à-dire l’eau/vapeur en ébullition). Il a deux contributeurs : (1) la différence de température entre la température des gaz à la sortie de l'évaporateur (température de saturation à la pression d'ébullition) et l'eau bouillante, qui est le « delta de pincement », et (2) la différence de température entre la vapeur saturée et la température de l'eau d'alimentation à la sortie de l'économiseur.

Comment démarrer et exploiter une turbine à gaz moderne dans une centrale énergétique ?

Le démarrage d'une turbine à gaz représente une phase cruciale dans le fonctionnement de toute centrale thermique moderne. Il s'agit d'un processus à la fois précis et complexe, qui nécessite une coordination parfaite des différents systèmes. Bien que le principe de base du démarrage d'une turbine à gaz soit similaire à celui d'autres moteurs à combustion interne, l'ampleur des machines modernes, ainsi que leur masse métallique et leur capacité de génération d'énergie, ajoutent des spécificités et des défis.

Une turbine à gaz est un moteur à combustion interne, mais contrairement à un moteur à piston classique, sa conception est optimisée pour la production d'énergie à grande échelle. Pour comprendre son démarrage, il est essentiel de comparer le mécanisme à celui d'un moteur de voiture. Dans une voiture, lorsque l'on actionne le démarreur, ce dernier entraîne le vilebrequin, permettant ainsi aux pistons de se déplacer et d'aspirer de l'air dans les cylindres pour initier la combustion. De même, pour une turbine à gaz, lorsque l'appareil est à l'arrêt complet, un mécanisme externe est nécessaire pour faire tourner le moteur, jusqu'à ce qu'il atteigne une vitesse suffisante pour entamer le processus de combustion et ainsi permettre au moteur de devenir autonome.

Pour les turbines à gaz modernes, un générateur synchrone ac, utilisé comme moteur, prend en charge cette tâche. Ce dispositif est contrôlé par un convertisseur statique, ou inverter à commutation de charge (LCI), qui ajuste la tension du champ du générateur et la courant du stator pour gérer la vitesse et l'accélération de l'ensemble turbine-générateur. Une fois que la turbine commence à tourner à une certaine vitesse, le processus de démarrage passe à la phase de purge, un moment essentiel pour expulser les gaz combustibles des parties du système qui ne sont pas en combustion.

Pendant cette phase de purge, qui dure environ six minutes, la turbine tourne à une vitesse réduite, typiquement 25 % de la vitesse synchrone, avant d'atteindre la vitesse de mise à feu, fixée à environ 15 %. C'est alors que la combustion peut commencer et, à mesure que la turbine atteint sa vitesse autonome, l'LCI est déconnecté. Une fois la turbine à pleine vitesse sans charge (FSNL), elle peut alors être synchronisée avec le réseau, produisant de l'énergie pour alimenter les infrastructures environnantes.

L'une des particularités des turbines à gaz modernes est l'optimisation de leur capacité à démarrer rapidement. Ce type de turbine "à démarrage rapide" est particulièrement apprécié pour sa capacité à réagir rapidement aux besoins du réseau électrique. Cette réactivité est cruciale, car elle permet de maintenir la stabilité du réseau face aux fluctuations de la demande énergétique. Les turbines à démarrage rapide sont de plus en plus utilisées dans les centrales électriques de pointe, où la capacité à répondre rapidement aux pics de demande est un atout majeur.

Il est également important de noter que la conception des turbines à gaz modernes inclut des mécanismes permettant de réduire les risques de défaillance mécanique lors du démarrage. Par exemple, la vitesse du moteur de démarrage (le générateur synchrone agissant comme moteur) est minutieusement contrôlée pour éviter les phénomènes de chatter des pales de turbine. Ce phénomène, qui peut se produire à des vitesses trop faibles, entraîne un frottement excessif et une usure prématurée des composants.

En somme, bien que le démarrage d'une turbine à gaz soit un processus relativement standardisé, il reste un enjeu technologique et opérationnel de taille. L'efficacité de ce processus a un impact direct sur la fiabilité et la rentabilité d'une centrale thermique. La maîtrise de cette étape est donc essentielle, non seulement pour assurer un fonctionnement optimal de la machine, mais aussi pour garantir la stabilité du réseau électrique dans son ensemble.

Endtext

Quels sont les défis économiques et environnementaux de la production de l'hydrogène à grande échelle ?

La production d'hydrogène constitue un enjeu stratégique majeur dans la transition énergétique, et différentes technologies sont explorées pour répondre aux besoins croissants de cette ressource. Parmi les solutions existantes, le reformage du méthane à la vapeur (SMR) et la gazéification du charbon se distinguent comme des méthodes couramment utilisées, bien que chacune présente des avantages et des inconvénients qui méritent une analyse approfondie.

Le SMR, par exemple, est actuellement la méthode la plus rentable pour produire de l'hydrogène à grande échelle. Cette méthode repose sur la réaction du méthane avec de la vapeur d'eau à haute température, produisant ainsi de l'hydrogène et du dioxyde de carbone (CO2). Cependant, elle demeure loin d'être sans conséquence sur l'environnement, car elle génère environ trois fois plus de CO2 que d'hydrogène produit, ce qui en fait une solution loin d'être « verte ». Les émissions de CO2 associées à cette technologie soulèvent des préoccupations majeures, en particulier dans un contexte où des politiques de décarbonation rigoureuses sont en place.

Une alternative qui pourrait s'avérer intéressante est la capture et le stockage du carbone (CCS), qui permettrait de compenser, du moins en partie, l'impact environnemental du SMR. Toutefois, la rentabilité de cette approche reste incertaine, car l'ajout de technologies de capture de CO2 augmente considérablement les coûts d'installation (CAPEX). Les évaluations économiques actuelles indiquent que ces coûts sont souvent bien supérieurs aux estimations théoriques, et les projets en cours, comme ceux de Petra Nova ou Boundary Dam, ont montré que les projections initiales se révélaient souvent optimistes. En effet, les coûts réels sont fréquemment plus élevés, rendant la viabilité économique de cette technologie sujette à caution.

La gazéification du charbon est une autre option étudiée, en particulier aux États-Unis, où le charbon est une ressource abondante. Ce processus commence par une réaction entre le charbon, l'oxygène et la vapeur d'eau, produisant un gaz de synthèse qui peut ensuite être transformé pour produire de l'hydrogène. Bien que cette méthode puisse sembler attrayante du point de vue de la disponibilité des ressources, elle rencontre également des obstacles majeurs en termes de rentabilité et d'impact environnemental. La gazéification du charbon est technologiquement plus coûteuse que le SMR, et bien que le CO2 produit puisse être capturé, cette approche reste complexe et peu fiable sur le plan économique. Il convient de noter que l'utilisation du CO2 capturé pour l'extraction de pétrole supplémentaire, par exemple, pourrait annuler les avantages d'une telle capture.

Un autre aspect à prendre en compte concerne les technologies alternatives en développement, telles que l'électrolyse de l'eau pour produire de l'hydrogène « vert ». Cependant, l'électrolyse à grande échelle reste problématique à cause des faibles rendements énergétiques et des besoins en électricité. À l'heure actuelle, produire de l'hydrogène par électrolyse requiert une quantité d'énergie importante provenant de sources d'électricité décarbonées, comme le vent ou le solaire. Cela soulève une question essentielle : est-il possible de produire de l'hydrogène à grande échelle de manière rentable et durable, en particulier avec les contraintes d'efficacité énergétique actuelles ?

Au fur et à mesure que l'hydrogène prend place dans les discussions sur l'avenir énergétique, il devient évident que la production à grande échelle de cet élément chimique, que ce soit à partir de ressources fossiles ou de sources renouvelables, pose des défis importants. L'un des obstacles majeurs réside dans l'équilibre entre coût et efficacité. Pour que l'hydrogène devienne une option viable à grande échelle, il est impératif de réduire les coûts d'investissement, d'optimiser l'efficacité des technologies existantes et de rendre les processus plus durables sur le plan environnemental.

L'une des solutions envisagées pour réduire l'empreinte carbone de la production d'hydrogène est la mise en place de pipelines d'hydrogène à partir d'installations de reformage existantes. Ce modèle permettrait de réutiliser les infrastructures existantes tout en réduisant les coûts d'exploitation et d'investissement. De plus, l'hydrogène produit pourrait être utilisé dans des secteurs tels que la production d'énergie ou la mobilité, augmentant ainsi sa rentabilité. Toutefois, pour que ce modèle soit viable, il est essentiel de surmonter les obstacles technologiques et économiques liés à la capture du CO2 et à l'optimisation des procédés.

Il est crucial de noter que l'hydrogène n'est pas une panacée. Sa production à grande échelle, même en tenant compte des meilleures technologies actuelles, reste un défi majeur. Les technologies émergentes, bien qu'elles puissent offrir des solutions intéressantes, doivent encore surmonter de nombreux obstacles avant d'être prêtes pour une adoption généralisée. Dans ce contexte, il semble que la solution idéale réside dans un mix technologique, où chaque technologie trouve sa place selon les spécificités locales, les ressources disponibles et les exigences économiques et environnementales.

Comment le choix des fluides de travail influence-t-il les performances des turbines à gaz à cycle fermé ?

Les paramètres critiques pour le choix d'un fluide de travail dans une turbine à gaz à cycle fermé sont la capacité calorifique spécifique et le coefficient de transfert thermique (HTC). Comme l'ont montré Lee et al. [8], ces deux propriétés peuvent être corrélées entre elles via la relation HTC / Cp = 453, lorsqu'un diamètre de tube constant est maintenu, ainsi qu'une perte de pression par unité de longueur de tube. Pour optimiser les performances thermiques d'une turbine à gaz à cycle fermé, mesurées par l'efficacité thermique, deux éléments sont fondamentaux : l'efficacité du récupérateur et les pertes de pression dans les tuyaux, canaux et échangeurs thermiques. Cela est particulièrement important dans un cycle récupéré où le rapport de pression du cycle reste faible (pas plus de 3:1), ce qui rend ce dernier sensible aux pertes de pression. Par conséquent, il devient essentiel d'obtenir une efficacité d'échange thermique élevée de manière économique tout en minimisant les pertes de pression, ce qui dépend fortement d'un HTC élevé.

L'hélium se distingue parmi les autres candidats de fluides de travail, comme l'illustre clairement la figure 9.5. Ce fluide est nettement supérieur aux autres dans la perspective thermohydraulique, notamment en raison de son HTC plus élevé. Cependant, l'hélium n'est pas sans inconvénients : il est plus coûteux à pomper à une pression donnée, et son prix est déterminé par le gouvernement américain, qui contrôle 75 % de la production mondiale. En 2016, le prix de l'hélium se situait entre 85 et 105 dollars par millier de pieds cubes, soit environ 20 000 dollars par tonne, ce qui est bien plus cher que l'azote ou le dioxyde de carbone. En outre, l'hélium présente des défis particuliers en termes de fuite, car il peut s'échapper à travers des fissures microscopiques, ce qui entraîne des coûts élevés pour la réparation des fuites.

Les gaz comme l'azote, l'air et le dioxyde de carbone (CO2) sont également considérés comme des fluides de travail potentiels. Bien que l'air soit gratuit, il contient de l'humidité et des impuretés qui peuvent altérer chimiquement et nucléariser le réacteur. L'azote, bien que plus propre, devient légèrement radioactif, ce qui limite son utilisation. Quant au dioxyde de carbone, bien qu'il ait été utilisé dans des réacteurs refroidis par gaz, il souffre de la dissociation radiolytique sous l'effet de la chaleur et de la radiation à des températures élevées, ce qui produit de l'oxygène libre et provoque l'oxydation des structures métalliques et du graphite. Cela limite son efficacité et sa durabilité à des températures élevées. De plus, en cas d'urgence, il est possible de remplacer l'azote ou le dioxyde de carbone par de l'air sans rencontrer de problèmes mécaniques, bien que la sortie d'énergie serait alors limitée.

Pour un réacteur refroidi au CO2, l'énergie nécessaire pour pomper le fluide est moindre comparée à celle requise pour un réacteur refroidi à l'hélium, mais ce dernier présente l'avantage d'un HTC beaucoup plus élevé. En définitive, même si l'hélium est le fluide de travail préféré d'un point de vue thermique et hydraulique, sa forte tendance à s'échapper, combinée à son coût élevé, en fait une option coûteuse et difficile à maintenir. Il reste cependant une solution idéale pour certaines applications spécifiques, où ses avantages thermiques compensent les coûts d'exploitation.

Il est crucial de comprendre que le choix du fluide de travail dans les turbines à gaz à cycle fermé ne se limite pas à un simple compromis entre coût et performance thermique. Des facteurs tels que la durabilité des matériaux, la gestion des fuites et les besoins en pompage jouent également un rôle essentiel dans la prise de décision. De plus, les fluides comme l'hélium peuvent entraîner des problèmes complexes de tribologie, notamment la fusion des surfaces métalliques en raison de la diffusion d'atomes métalliques sous pression, ce qui peut compromettre le bon fonctionnement des systèmes de sécurité et des vannes critiques.

Comment créer un engrais liquide à partir de la consoude pour un jardinage naturel
Comment comprendre les motivations des acteurs isolés du terrorisme d’extrême droite ? Une analyse de cas
Comment évaluer les pertes dans les réseaux de distribution d'eau : Techniques et méthodologies