Quel est l'impact de la capture et de l'utilisation du CO2 sur l'industrie et la santé ?

La capture du CO2 dans les applications industrielles, notamment dans les centrales électriques et les installations industrielles, est une avancée technologique cruciale pour limiter les émissions de gaz à effet de serre et lutter contre le réchauffement climatique. Cependant, ces technologies posent des défis non seulement en termes de performance énergétique et de coûts, mais également en matière de sécurité et de santé.

Lors de l’absorption du CO2 à l'aide de solvants, un phénomène notable est l'éventuelle formation de produits de dégradation des amines, comme les nitrosamines et les nitramines. Ces composés, classés comme cancérigènes, représentent un risque sanitaire considérable pour les travailleurs et les populations voisines. Bien que les amines elles-mêmes ne soient pas considérées comme toxiques dans leur forme pure, leur transformation sous certaines conditions en produits nocifs exige des mesures de sécurité rigoureuses.

L'utilisation de solvants propriétaires dans ces systèmes peut apporter des bénéfices supplémentaires, mais les tests effectués dans des sites comme le Technology Centre Mongstad ont démontré qu'une même installation peut tester différents solvants avec des modifications limitées de l’équipement. Ce retour d’expérience peut donc permettre d’affiner les performances des technologies tout en réduisant les risques et en optimisant les coûts de construction.

Dans ce contexte, il est essentiel de comprendre que le recours à des technologies propriétaires peut limiter les choix disponibles pour les développeurs de projets, car cela entrave la possibilité de lancer des appels d'offres compétitifs. Un processus de capture plus ouvert, permettant la comparaison entre différentes technologies, peut favoriser une meilleure évaluation des risques et ainsi abaisser les coûts à long terme.

Une autre considération importante dans la capture du CO2 est ce qu'il convient de faire du CO2 une fois capturé. Il existe deux grandes voies possibles : le stockage (séquestration) et l’utilisation (utilisation directe). La séquestration implique de stocker le CO2 dans des formations géologiques telles que des champs pétrolifères épuisés, des aquifères salins ou des formations minérales. L’utilisation, quant à elle, consiste à transformer le CO2 en produits utiles, comme les carburants renouvelables, la méthanol, l'urée, ou même pour l'amélioration de l'extraction du pétrole (EOR). Bien que l'EOR soit actuellement la méthode la plus répandue, l’utilisation du CO2 comme matière première pour la production de polymères ou de carburants représente un domaine prometteur pour l'avenir, mais qui dépasse le cadre de cette discussion.

La quantité de CO2 nécessaire pour inverser l'augmentation des concentrations dans l’atmosphère est colossale. En 2020, la concentration moyenne de CO2 dans l’atmosphère était de 412,5 ppm, et a atteint un niveau record de 419 ppm en 2021, selon les données du Scripps Institution of Oceanography et de la National Oceanic and Atmospheric Administration. Cela souligne l’urgence d’une mise en œuvre massive des technologies de capture et de gestion du CO2 à l’échelle mondiale.

Comment la fraction solaire impacte la performance des systèmes CSP-GTCC : une analyse détaillée

L'intégration de la technologie solaire concentrée (CSP) avec des cycles combinés gaz-vapeur (GTCC) offre une opportunité significative pour l'augmentation de la production d'énergie renouvelable. Toutefois, cette intégration n'est pas sans défis, notamment en ce qui concerne l'efficacité thermique et l'exergie des systèmes. L'un des phénomènes les plus intéressants observés dans l'analyse des systèmes CSP-GTCC est la diminution de l'efficacité de conversion (E_ACT), malgré l'augmentation du flux de chaleur solaire.

Une partie clé de cette dynamique peut être comprise en examinant les pertes d'exergie dans les systèmes de récupération de chaleur (HRSG), les turbines à vapeur (ST) et les condensateurs. En augmentant la fraction solaire, on génère plus de vapeur via les générateurs solaires, ce qui a un impact sur la pression du condensateur, avec pour résultat une perte supplémentaire de puissance dans la turbine à vapeur. Ce phénomène peut être attribué à une série de facteurs thermodynamiques interconnectés qui influencent la performance du système.

D'abord, l'augmentation de la production de vapeur à haute pression (HP) à partir du champ solaire entraîne une réduction de la charge de travail du HRSG, notamment des évaporateurs haute pression. Cette réduction initiale de la perte d'exergie se produit car la production de vapeur HP issue des générateurs solaires diminue la charge thermique dans ces évaporateurs. Cependant, lorsque la quantité de vapeur solaire produite dépasse la capacité de l'échangeur de chaleur à flux croisé du HRSG, les températures de gaz et de vapeur commencent à diverger, augmentant ainsi la destruction d'exergie. Ce phénomène est clairement illustré dans le diagramme Q-T des transferts thermiques, où la divergence des lignes de refroidissement des gaz et de chauffage de la vapeur montre comment les températures de sortie de la surchauffe diminuent avec l'augmentation de la fraction solaire.

Le diagramme de transfert thermique (Q-T) montre également qu'une taille plus grande du HRSG peut réduire l'impact des pertes d'exergie, en particulier dans les régimes de faible pression, où l'exergie peut être récupérée plus efficacement. Cette capacité à mieux gérer les flux thermiques et à accommoder des débits plus importants de vapeur avec des baisses de température limitées est essentielle pour maximiser l'efficacité du système CSP-GTCC.

Une autre stratégie consiste à générer de la vapeur à pression intermédiaire (IP) ou à basse pression (LP). Toutefois, bien que cela puisse sembler une option intéressante sur le papier, cela ne se traduit pas toujours par une amélioration significative de la performance, en raison des limites imposées par la pression du condensateur. De plus, la génération de vapeur LP, bien que plus rentable en termes de coûts initiaux, est moins efficace sur le plan de la performance, et les gains sont relativement faibles par rapport à la production de vapeur haute pression.

Enfin, la comparaison des coûts entre ces différentes approches reste un point délicat. Le coût du système CSP peut varier considérablement en fonction de la technologie choisie et des spécifications du projet, ce qui rend difficile une évaluation globale. Cependant, il est évident que l'intégration CSP-GTCC via la génération de vapeur LP est sous-optimale, non seulement en raison de sa faible efficacité thermique, mais aussi en raison de ses coûts élevés pour des gains marginaux. En revanche, la génération de vapeur HP reste la solution la plus attractive, bien qu'elle nécessite un investissement plus conséquent, car elle offre des rendements beaucoup plus élevés et s'intègre mieux aux objectifs de déploiement de l'énergie thermique solaire renouvelable.

Comment la conception des HRSG influence la performance des cycles combinés

Les générateurs de vapeur à récupération de chaleur (HRSG) jouent un rôle clé dans l'optimisation de l'efficacité énergétique des cycles combinés. La gestion des températures et des pressions dans ces systèmes détermine en grande partie leur performance. Dans le diagramme de libération de chaleur, trois points de pincement correspondent aux trois évaporateurs à vapeur. Les valeurs typiques de delta pour un design avancé se situent entre 6,7 et 8,3°C (12 à 15°F), tandis que pour la sous-refroidissement d’approche, ce delta est de 2,8 à 5,6°C (5 à 10°F). Théoriquement, l’économiseur pourrait être conçu avec un sous-refroidissement d’approche de 0°C, mais cette configuration peut entraîner l'ébullition de l'eau dans les tubes de l’économiseur, un phénomène appelé "steam­ing." Dans les chaudières à passage unique, la sous-refroidissement d’approche est, par définition, de 0°C.

Les turbines à gaz modernes, surtout celles de grande taille, sont conçues pour que la perte de pression des gaz soit comprise entre 30 et 37 mbar (12 à 15 pouces d'eau), afin d’optimiser la performance tout en réduisant les coûts. Pour atteindre un rendement maximal, les sections d'échange de chaleur, organisées en bancs de tubes verticaux avec un écoulement transversal des gaz, sont entrelacées pour améliorer le transfert de chaleur. Ce processus est renforcé par l’utilisation de tubes à ailettes, ce qui permet de minimiser le nombre de tubes par rangée ou le nombre de rangées par échangeur thermique. Dans certaines configurations, certaines sections sont disposées en parallèle plutôt qu’en série. Le design final est déterminé par le fabricant de l’HRSG afin de délivrer des flux de vapeur spécifiés à des pressions et températures précises, tout en minimisant la chute de pression des gaz dans le parcours. Les chiffres mentionnés ici sont des lignes directrices générales pour la conception thermodynamique.

Les principaux paramètres du cycle à vapeur sont la pression et la température de la vapeur haute pression, qui dépendent directement de la température des gaz d’échappement de la turbine à gaz. Les exigences en matière de température d’approche des surchauffeurs déterminent la température de la vapeur, avec des limites imposées par les matériaux des tubes HRSG, des tuyaux de vapeur et des turbines à vapeur. Pour les turbines à gaz de classe E des années 1980 et 1990, la température maximale de vapeur était de 538°C (1 000°F), tandis que pour les turbines de classe F des années 1990 et début des années 2000, cette limite atteignait 565°C (1 050°F). Les turbines de classe F, H et J plus récentes, associées à des matériaux nouveaux, rendent possible l’atteinte de températures de vapeur aussi élevées que 600°C (1 112°F), bien que cela dépende des contraintes de matériaux et de conception.

Les HRSG modernes comprennent également des systèmes auxiliaires importants pour optimiser la performance. Par exemple, les brûleurs à conduit installés en amont du HRSG augmentent la température des gaz d’échappement, ce qui permet de produire davantage de vapeur lorsque les turbines à gaz perdent de l’efficacité par temps chaud. Cette technique, appelée "combustion supplémentaire", est couramment utilisée aux États-Unis. Cependant, des réglementations de plus en plus strictes limitent les émissions de NOx, souvent à des niveaux aussi bas que 2 ppmvd. Les combusteurs DLN modernes sont capables d'émettre des NOx à des niveaux très faibles, mais pour respecter ces normes, un système de réduction catalytique sélective (SCR) est indispensable. Ce système, installé dans le HRSG, permet d’atteindre les niveaux de NOx requis en fonction de la température des gaz d’échappement.

Un autre aspect crucial est la déaération de l'eau condensée. La déaération est un processus visant à éliminer l'oxygène dissous et le dioxyde de carbone de l'eau d'alimentation envoyée au HRSG. Cette opération est généralement réalisée dans le condenseur des cycles combinés modernes, bien que certains designs intègrent une déaération dans le tambour de l'évaporateur basse pression. Ce processus est essentiel pour éviter la corrosion des équipements et garantir la longévité des composants de l’HRSG.

Enfin, il est important de comprendre que la conception et l’efficacité des HRSG ne dépendent pas seulement des matériaux et des paramètres thermodynamiques, mais aussi de l’intégration efficace avec l’ensemble du système de production d’énergie. La gestion précise de la température, de la pression, ainsi que l’optimisation des flux de gaz et de vapeur, sont essentielles pour maximiser le rendement tout en respectant les contraintes environnementales et économiques. La conception d’un HRSG repose donc sur une approche équilibrée, qui tient compte de tous ces facteurs pour atteindre les meilleures performances possibles.

Les défis de l'intégration des énergies renouvelables et l'évolution des centrales à cycle combiné

Les énergies renouvelables telles que le solaire et l’éolien ne peuvent pas être dispatchées de manière prévisible, car leur production dépend des conditions météorologiques. Ainsi, la capacité de production des centrales solaires et éoliennes peut fluctuer, rendant nécessaire l’utilisation de ressources fossiles pour compenser les variations de la production d’énergie. En période de forte demande, lorsque la production d'énergie renouvelable est insuffisante, les centrales fossiles doivent intervenir pour combler ce vide. Si certaines situations peuvent être planifiées, comme la demande nocturne où la production solaire est nulle, d'autres, comme une baisse soudaine de la vitesse du vent ou l'apparition de nuages couvrant les panneaux solaires, sont imprévisibles.

Pour faire face à ces besoins imprévus, les centrales à cycle combiné doivent être capables de répondre rapidement. Les ressources fossiles doivent donc pouvoir démarrer de manière réactive, soit en partant d’un état "à froid", soit en augmentant rapidement leur production depuis un état de faible charge. Cela implique que les turbines à gaz doivent fonctionner de manière fiable et efficace même à faible charge, tout en respectant les exigences en matière d'émissions.

Les centrales à cycle combiné modernes, dotées de turbines à gaz de classe avancée, ont amélioré leur capacité à répondre rapidement à la demande. Dans ces installations, la capacité de montée en charge a été augmentée, et les centrales peuvent désormais ajuster leur production à un rythme de 50 à 60 MWe par minute pour des unités de 500 MWe, contre 32 MWe par minute dans les unités plus anciennes de classe F. Cette capacité accrue permet une plus grande flexibilité dans le fonctionnement des centrales et améliore leur rendement, même lorsque la demande fluctue de manière imprévisible.

Cependant, la flexibilité des centrales à cycle combiné est limitée par le concept de charge minimale conforme aux émissions (MECL). Ce seuil représente le niveau de charge minimal à partir duquel les turbines à gaz peuvent fonctionner tout en respectant les normes d’émissions de NOx et de CO. Dans les anciennes turbines F, ce seuil se situait à environ 50-60 % de la charge nominale, ce qui limitait la capacité de réponse en réserve tournante. En revanche, les turbines modernes permettent de réduire ce seuil à environ 20 % de la charge nominale, ce qui offre plus de latitude pour maintenir une réserve de puissance pendant les pics de demande.

Le démarrage des turbines à vapeur, élément central du cycle combiné, est également un facteur limitant pour la réactivité des centrales. La température du métal des composants critiques, comme le rotor de la turbine, doit être soigneusement gérée pour éviter des contraintes thermiques et mécaniques excessives. Selon le temps écoulé depuis l’arrêt de la centrale, on distingue plusieurs types de démarrages : démarrage à chaud, démarrage à chaud modéré et démarrage à froid, chacun ayant des implications sur la durée de mise en température des composants et sur les risques associés.

La réactivité d'une centrale à cycle combiné dépend donc de multiples facteurs, allant de la capacité de la turbine à gaz à fonctionner efficacement à faible charge, à la gestion thermodynamique complexe des turbines à vapeur. Avec l'introduction de nouvelles technologies, les centrales modernes sont devenues plus flexibles et peuvent répondre rapidement aux variations de la production d'énergie renouvelable. Cependant, cette flexibilité nécessite un équilibre délicat entre la gestion des émissions, la rapidité de montée en charge et la durabilité des équipements.