Le Cycle Allam : Une Nouvelle Vision pour la Production d'Énergie Sans Émissions

Le dioxyde de carbone (CO2) est le principal gaz à effet de serre responsable du changement climatique. Parmi les sources majeures de CO2, la combustion de combustibles fossiles dans les centrales électriques représente une part importante. Ce phénomène a suscité un large intérêt pour les technologies permettant de capter et de réduire ces émissions, dans le but de rendre la production d'énergie plus durable. Au cœur de cette recherche, on trouve des solutions comme la combustion oxy-fuel et les cycles thermodynamiques innovants, comme le cycle Allam.

La combustion oxy-fuel est une technologie qui consiste à brûler un combustible dans un environnement enrichi en oxygène, plutôt qu'en air. Ce processus permet de produire des gaz de combustion plus concentrés en CO2, facilitant ainsi leur capture. L’une des variantes de cette technologie, le cycle Allam, utilise du CO2 supercritique comme fluide de travail dans une turbine à gaz, offrant ainsi une voie pour la production d’électricité à zéro émission nette de CO2. Ce cycle se distingue par sa capacité à récupérer le CO2 généré pendant le processus, le réutilisant dans un circuit fermé.

Le GTCC, une des technologies les plus efficaces pour la réduction des émissions de CO2, présente des avantages considérables par rapport aux cycles plus expérimentaux. Le remplacement des centrales au charbon par des turbines à gaz alimentées au gaz naturel peut entraîner une réduction significative des émissions de CO2, souvent de plus de 60 %. La combustion du gaz naturel génère moins de CO2 par rapport aux autres combustibles fossiles, ce qui fait du GTCC une solution prometteuse pour la transition énergétique.

Dans les centrales électriques alimentées au gaz naturel, il existe trois principales méthodes pour capter ou réduire les émissions de CO2 : la capture post-combustion, la capture pré-combustion et la combustion oxyfuel avec recyclage du CO2 ou boucles chimiques. La capture post-combustion, en particulier, est souvent considérée comme la technologie la plus rentable pour les centrales électriques modernes, notamment les centrales GTCC. En capturant le CO2 directement à partir des gaz de combustion après la phase de combustion, cette méthode permet d'obtenir un rendement de capture de CO2 très élevé sans nécessiter de modifications majeures aux infrastructures existantes.

Le cycle Allam, bien qu'il ne soit pas encore une solution prête à être déployée massivement, constitue un pas vers une meilleure compréhension des cycles thermodynamiques à faible émission de carbone. Toutefois, son application industrielle nécessitera encore plusieurs années de recherche et de développement avant d’être comparable aux solutions existantes comme le GTCC avec capture du CO2. Il est également essentiel de noter que, bien que ce cycle présente des promesses pour la production d’électricité décarbonée, les investissements dans ces technologies doivent être soigneusement évalués en fonction des alternatives déjà disponibles, plus simples et moins coûteuses.

Comment les moteurs à combustion interne peuvent améliorer l'efficacité des turbines à gaz grâce à la combustion à volume constant

Le cycle du moteur à combustion interne standard dans l’air repose sur quatre processus clés : compression, ajout de chaleur, expansion et rejet de chaleur. La combustion à volume constant (CVHA), aussi appelée "combustion par explosion", est un élément fondamental du cycle classique des moteurs à piston (cycle Otto). Ce concept, bien que récemment réintroduit, n'est pas nouveau. Il a été initialement proposé par Holzwarth, un pionnier dans le domaine des turbines à gaz, reconnu pour avoir conçu la première turbine à gaz économiquement viable dans les années 1920 à Mannheim, en Allemagne. Cependant, son modèle, bien que novateur, a été jugé trop complexe et coûteux pour devenir une solution rentable à long terme.

Une approche alternative pour atteindre une combustion à volume constant est l’utilisation de la chambre de combustion à impulsion, également appelée combustion à gain de pression ou pulsejet. Ce principe, qui remonte à près de cinquante ans, a été testé dans des conditions de pression proche de l'atmosphère. Des gains modestes d'environ 4 % de la pression de sortie du compresseur ont été démontrés, mais l'intégration de ce processus instable dans la structure d'une turbine à gaz pose encore des défis importants en termes de conception, rendant cette technologie peu probable pour une application industrielle à grande échelle.

Un autre concept qui remonte à plus de cinquante ans est celui de la combustion par détonation intermittente (PDC). Les moteurs à détonation pulsée (PDE), utilisant cette forme de combustion, ont principalement fait l’objet d’études pour des applications dans l'aviation. L'avantage théorique de la PDC dans les turbines à gaz et les cycles combinés a été exploré par divers chercheurs, et cette approche promet d'améliorer les performances thermodynamiques des moteurs. Pour plus de détails sur la théorie sous-jacente à la PDC et les moteurs à détonation pulsée, il est conseillé de se référer à des études spécialisées, comme celles de Bussing et Pappas. L’historique de l’application de la combustion par détonation dans la propulsion aéronautique, ainsi que ses implications pour les performances des turbines modernes, a été largement documenté.

Le cycle Brayton, par exemple, est caractérisé par un processus d'ajout de chaleur à pression constante. Cela peut être modélisé à l'aide de l'équation modifiée de Gibbs, qui relie les variations d’enthalpie à l’ajout de chaleur dans ce cycle. Dans ce contexte, on définit des températures moyennes efficaces de chaleur additionnée et rejetée, qui permettent de calculer les rendements thermodynamiques et d’optimiser les performances des turbines à gaz.

Ce qui est crucial à retenir dans la conception de ces systèmes, c'est la difficulté d’intégrer des technologies de combustion pulsée ou de détonation dans les moteurs à turbine existants. Si ces approches offrent un potentiel théorique d’amélioration de l’efficacité thermique, leur application industrielle nécessite une révision complète de la structure et du fonctionnement des turbines. En outre, bien que des gains de pression modestes aient été obtenus dans certaines configurations expérimentales, l’effort nécessaire pour stabiliser ces processus et les intégrer efficacement dans des cycles de production d’énergie à grande échelle demeure un défi.

L'exploration de ces technologies alternatives, tout en présentant des promesses, souligne l'importance de maintenir un équilibre entre théorie et faisabilité pratique. Au fur et à mesure que de nouvelles technologies de combustion à volume constant et de gain de pression sont étudiées, il est impératif de tenir compte des implications économiques et des défis techniques associés à leur intégration dans des systèmes de production d’énergie commerciaux.

Quelles sont les caractéristiques essentielles des systèmes de contrôle des turbines à gaz?

Les turbines à gaz modernes, en particulier celles utilisées dans les centrales électriques, sont des machines extrêmement complexes, où chaque détail de leur fonctionnement a des implications profondes sur leur efficacité et leur sécurité. Les systèmes de contrôle jouent un rôle central, non seulement pour optimiser la performance durant les phases normales d'opération, mais aussi pour gérer les situations critiques, comme les phases de démarrage, d'arrêt, ainsi que les périodes où les turbines doivent passer d'un combustible à un autre.

En plus de la gestion des émissions, les systèmes de contrôle des turbines à gaz ont pour rôle de surveiller une série de paramètres critiques en temps réel, afin d'éviter tout dommage à la machine. Parmi ces paramètres, on retrouve la vitesse de rotation, la vibration, la présence de flamme, la pression à l'entrée du compresseur, la température dans l'espace de la turbine, et les températures des gaz d'échappement, des roulements et de l'huile de lubrification. Ces systèmes émettent des alertes (visuelles ou sonores) lorsque certains seuils sont dépassés, signalant ainsi la nécessité d'intervenir pour éviter des dommages graves.

Les systèmes de protection, qui incluent des dispositifs tels que les contrôles de vitesse, sont essentiels pour éviter tout dysfonctionnement de la turbine. Par exemple, un capteur de pression d'huile de lubrification peut initier un "trip" automatique si la pression chute en dessous d'un certain seuil. De même, la présence d'une alarme de vibration ou de température excessive dans les roulements indique qu'il est nécessaire d'arrêter la machine avant que des dommages permanents ne surviennent.

Un autre aspect clé du fonctionnement des turbines à gaz est le contrôle du démarrage et de l'arrêt. La transition entre ces deux états est délicate et requiert un réglage minutieux des paramètres. La turbine doit accélérer progressivement jusqu'à sa vitesse synchrone, puis se synchroniser au réseau électrique avant de commencer à charger. Durant cette phase, le contrôleur de vitesse (ou "gouverneur") joue un rôle crucial en ajustant en temps réel le flux de carburant pour maintenir la stabilité du régime moteur.

Dans certaines configurations, les turbines à gaz sont équipées d'un système de combustion à double combustible, permettant un basculement entre le gaz naturel et un combustible secondaire comme le distillat n°2, généralement utilisé en cas de défaillance de l'approvisionnement en gaz. Ce système garantit que la centrale peut continuer à fonctionner même si la source principale d'énergie rencontre une panne. Le processus de transfert entre les deux combustibles doit être effectué avec une grande précision, afin d'éviter toute variation importante de la charge ou du rendement énergétique. Ce transfert se fait en ajustant de manière synchronisée l'alimentation en carburant de chaque source, de manière à maintenir une puissance constante sans perturber le fonctionnement de la turbine.

Il est essentiel pour les opérateurs de turbines à gaz de comprendre que les exigences en matière de flexibilité des combustibles sont en constante évolution, particulièrement dans un contexte mondial où la disponibilité des combustibles peut fluctuer. Les turbines de classe H et J, par exemple, sont conçues pour accepter une variation plus importante du Wobbe Index (jusqu'à ±15%), ce qui permet de mélanger du gaz naturel avec des gaz comme l'éthane ou le propane. Cela assure une plus grande stabilité et efficacité des turbines même dans des conditions de marché variables.

Un autre point clé est la nécessité de maintenir un fonctionnement optimal tout au long du cycle de vie de la turbine. Les turbines modernes, avec leurs systèmes de contrôle sophistiqués, sont conçues pour minimiser les risques de défaillance, tout en maximisant leur rendement énergétique. Cependant, il reste important de surveiller les paramètres de manière continue et d'effectuer des maintenances régulières pour garantir la longévité de la machine.

Enfin, il est crucial de comprendre que ces systèmes de contrôle et de protection ne sont pas seulement des outils de gestion des performances, mais aussi des dispositifs vitaux pour la sécurité des opérations. Ils permettent non seulement de prévenir les défaillances mécaniques, mais aussi d'optimiser les ressources et de minimiser l'impact environnemental de la turbine. En ce sens, les opérateurs doivent avoir une bonne compréhension des limites opérationnelles, des émissions et des processus de transfert de carburant, afin de maintenir un équilibre entre efficacité, sécurité et respect des normes environnementales.

Quelles sont les technologies de stockage émergentes et leur potentiel dans l’énergie durable ?

Les volants d’inertie représentent une technologie de stockage d’énergie mécanique. Leur principe repose sur la conservation du moment angulaire d'une masse en rotation. Lors de la phase de charge, l’énergie électrique est utilisée pour faire tourner une masse à grande vitesse, ce qui stocke l’énergie sous forme de moment angulaire. Lors de la décharge, cette énergie est convertie en électricité à travers un générateur qui utilise la rotation du volant. Bien que cette technologie soit relativement simple, elle nécessite des matériaux solides et légers, et la gestion des pertes liées aux frottements et à la chaleur demeure un défi majeur.

Le stockage d’énergie chimique propose diverses méthodes innovantes, dont l’utilisation de l’électricité excédentaire pour produire de l’hydrogène par électrolyse de l'eau, ou encore la production de gaz de synthèse et d’ammoniac via la gazéification du charbon ou le reformage du méthane. L’hydrogène, dans ce contexte, joue un rôle de vecteur énergétique capable de stocker et de transporter de l’énergie à travers différents secteurs tels que les transports, le chauffage, et l’industrie chimique.

Le stockage gravitationnel (GES) se base sur un principe simple : il consiste à soulever une masse (souvent une grande pierre ou un bloc de béton) à une hauteur significative, stockant ainsi l’énergie sous forme d’énergie potentielle. Lors de la phase de décharge, cette masse est laissée tomber et l’énergie potentielle est transformée en électricité à travers un générateur mécanique. Plusieurs entreprises expérimentent cette technologie, notamment avec des systèmes qui utilisent des pistons ou des poids suspendus, mais l’un des défis reste la rentabilité à grande échelle de ces installations, étant donné la complexité logistique et les coûts potentiels associés à la mise en place d’une infrastructure adéquate.

Les technologies TES les plus avancées incluent l’utilisation de sels fondus pour le stockage d’énergie solaire. Par exemple, le projet Solar Two, qui a démontré avec succès l’utilisation de sels fondus pour stocker l’énergie thermique provenant du soleil, montre l’efficacité de ces systèmes dans la production d’électricité à partir de chaleur solaire. Les sels fondus, comme le nitrate de sodium et le nitrate de potassium, sont largement utilisés dans les industries chimiques et des engrais, et permettent une gestion efficace de l’énergie stockée sous forme thermique pour une utilisation lors de la production d’électricité à partir de cycles Rankine.

Quel avenir pour l'hydrogène : avantages et limites des différentes technologies de production d'énergie ?

Dans l’analyse de rentabilité de la production d’électricité à partir de différentes sources, il est crucial de comparer les rendements énergétiques, les émissions de CO2 et les coûts associés à chaque technologie. En prenant l’exemple du méthane (CH4) et de l’hydrogène (H2), nous pouvons observer des différences significatives dans la génération d’énergie et l’impact environnemental.

Le rendement calorifique du méthane (LHV) est de 50 MJ/kg, tandis que celui de l’hydrogène est de 120 MJ/kg. En supposant une efficacité nette de 60 % pour une centrale GTCC (Gas Turbine Combined Cycle), et en négligeant les pertes dues au stockage, au transport et autres facteurs, on peut estimer les rendements énergétiques comme suit : pour le méthane, la génération d’électricité est de 1 x 50 x 0,6 = 30 MJe/kg, tandis que pour l’hydrogène, elle est de 0,5 x 120 x 0,6 = 36 MJe/kg. Bien que l’hydrogène semble offrir un meilleur rendement énergétique, la différence ne fait pas le poids face aux émissions de CO2.

Lorsqu’on compare ces deux approches, plusieurs éléments doivent être pris en compte. L’hydrogène bleu nécessite un ensemble complexe d’infrastructures pour le stockage, la compression, la tuyauterie et la capture du carbone, entraînant des coûts supplémentaires en termes d’énergie et d’investissement. Par ailleurs, la capture de carbone à 90 % dans un SMR est énergétiquement plus coûteuse, ce qui implique un impact sur le rendement global. En revanche, la capture du carbone post-combustion dans une centrale GTCC (85 %) a un coût énergétique relativement faible, offrant ainsi une option plus efficace et moins gourmande en énergie parasitaire.

À côté de ces technologies, l’électrolyse de l’eau, alimentée par des sources d’énergie renouvelables, représente une voie prometteuse pour la production d’hydrogène vert. Cependant, cette technologie repose sur la disponibilité d’électricité excédentaire, souvent produite par des sources renouvelables variables comme le vent. L’« excédent d’énergie » est souvent observé sous forme de curtailment, notamment en Allemagne, où en 2016 la curtailment de l’éolien a atteint près de 5 000 GWh. Cela signifie que l’énergie excédentaire pourrait théoriquement être utilisée pour produire de l’hydrogène à l’aide de l’électrolyse, remplaçant ainsi une partie de la production d’électricité conventionnelle.

Le prix de l’hydrogène produit par électrolyse à partir d’énergie renouvelable est un facteur clé de son avenir. Les prévisions de coûts de l’hydrogène vert indiquent qu’il pourrait devenir compétitif avec d’autres formes d’énergie dans les décennies à venir. Cependant, l’écart de prix entre l’hydrogène et d’autres combustibles reste élevé, ce qui limite son adoption à grande échelle dans un avenir proche. En 2020, les prix du gaz naturel ont chuté, ce qui a rendu plus difficile la compétitivité de l’hydrogène vert, dont les coûts peuvent être 3 à 10 fois plus élevés.

Ainsi, bien que l’hydrogène puisse jouer un rôle clé dans la transition énergétique, notamment en remplaçant les combustibles fossiles dans la production d’électricité, il ne semble pas réaliste de le considérer comme une solution unique à court terme. Les technologies actuelles, qu’il s’agisse de la production d’hydrogène à partir de méthane, de gazéification ou d’électrolyse, comportent toutes des défis à la fois économiques et technologiques. L’équilibre entre les coûts, l’efficacité énergétique et l’impact environnemental sera déterminant dans l’adoption future de l’hydrogène comme vecteur d’énergie dominant.