Les systèmes énergétiques modernes sont dotés de technologies de plus en plus complexes, intégrant des cycles combinés, des turbines à gaz hybrides, des systèmes de stockage d’énergie, ainsi que des mécanismes de capture et de séquestration du carbone. Ces technologies jouent un rôle fondamental dans l'optimisation des performances des centrales électriques et dans la réduction des émissions de gaz à effet de serre. Cependant, pour une compréhension approfondie, il est nécessaire de saisir les termes techniques, les acronymes et les mécanismes sous-jacents qui gouvernent leur fonctionnement.

Un concept essentiel à comprendre dans ce contexte est celui du « cycle combiné », souvent désigné par l’acronyme « CC » ou « GTCC » (cycle combiné à turbine à gaz). Cette configuration intègre à la fois une turbine à gaz et une turbine à vapeur, permettant de maximiser l'efficacité énergétique en récupérant la chaleur des gaz d’échappement pour produire de la vapeur. Un aspect crucial de ce cycle est l’optimisation de la température d’entrée de la turbine (TIT), qui influe directement sur le rendement de la centrale. La maîtrise de cette température, ainsi que de la température d’échappement de la turbine (TEXH), est essentielle pour le bon fonctionnement des turbines modernes.

Par ailleurs, les systèmes de stockage d’énergie tels que les batteries et les technologies à air comprimé (CAES - Compressed Air Energy Storage) se sont avérés être des solutions efficaces pour gérer l'intermittence des énergies renouvelables. Le stockage par air liquide (LAES - Liquid Air Energy Storage) et le stockage cryogénique représentent des alternatives intéressantes qui offrent une densité énergétique élevée et une durée de vie prolongée. Cependant, ces systèmes ne sont pas exempts de défis techniques, notamment en termes d'efficacité de conversion et de coûts associés à l'installation et à l'entretien.

L'optimisation de la combustion est un autre domaine clé, particulièrement dans les turbines à gaz. Les technologies « dry-low-NOx » (DLN), ou combustions à faible émission d’oxydes d’azote, ont été développées pour réduire les émissions polluantes tout en maintenant une performance élevée. Le contrôle de la température et de la pression au sein du réacteur est donc une priorité dans ces systèmes avancés, en particulier pour le contrôle de la combustion et la gestion des niveaux d’émissions (SCR - Selective Catalytic Reduction).

En ce qui concerne la capture du carbone, les technologies comme le CCS (Carbon Capture and Storage) et le CCUS (Carbon Capture, Utilization and Storage) sont des éléments clés dans la lutte contre le changement climatique. La capture du CO2 directement après la combustion permet de limiter les émissions des centrales électriques. Cependant, le processus de capture nécessite des technologies spécifiques telles que les unités de séparation de l'air (ASU - Air Separation Unit) et les réacteurs à reformage autotherme (ATR - Autothermal Reforming), qui nécessitent un contrôle précis pour maximiser leur efficacité.

Dans le domaine des turbines à gaz, la précision des mesures de température, de pression et d'humidité est indispensable pour une gestion optimale. L'indicateur « TIT » (Turbine Inlet Temperature) ainsi que les mesures de la pression de décharge du compresseur (CDP - Compressor Discharge Pressure) sont des paramètres critiques qui influent directement sur le rendement global du système. De plus, l'usage de matériaux composites résistants à haute température, comme le CMC (Ceramic Matrix Composite), est devenu courant pour améliorer la durabilité des composants soumis à des conditions extrêmes.

Les progrès dans les méthodes de conception assistée par ordinateur (CAD) et la dynamique des fluides computationnelle (CFD) permettent aujourd'hui d'optimiser la conception des centrales, en simulant des conditions réelles de fonctionnement et en testant différentes configurations avant leur mise en œuvre. Ces technologies facilitent l’identification de points de défaillance potentiels, la réduction des coûts de maintenance et l’augmentation de la fiabilité du système.

L’utilisation des systèmes de surveillance en continu des émissions (CEMS - Continuous Emissions Monitoring System) permet de suivre en temps réel les émissions de gaz, garantissant ainsi la conformité aux normes environnementales strictes tout en fournissant des données précieuses pour améliorer l'efficacité des systèmes.

Un autre aspect important à considérer est l’optimisation de la gestion des ressources et des coûts. Le calcul du coût de l’électricité (COE - Cost of Electricity) et de l’efficience énergétique (PEE - Primary Energy Efficiency) permet aux producteurs d’énergie de mesurer le rendement de leurs installations et de prendre des décisions éclairées concernant les investissements en matière de mise à jour technologique et d’amélioration des performances. Par ailleurs, les systèmes hybrides tels que le SHCC (Solar Hybrid Combined Cycle) et le CSP (Concentrated Solar Power) montrent comment l'intégration de l'énergie solaire peut contribuer à une production d’électricité plus propre et plus rentable, en particulier dans les zones à fort ensoleillement.

Enfin, les contrats de service à long terme (LTSA - Long-Term Service Agreements) et les accords de maintenance contractuelle (CSA) sont des mécanismes clés permettant d’assurer la longévité des installations en garantissant des services de maintenance et des interventions à intervalles réguliers. Ces contrats sont particulièrement cruciaux dans les systèmes à haute technologie où des composants sensibles nécessitent une attention constante pour prévenir les pannes et optimiser la disponibilité du système.

Il est aussi essentiel de noter que ces technologies, bien qu’efficaces, présentent des défis inhérents à leur mise en œuvre. Par exemple, l'intégration de technologies solaires dans un cycle combiné nécessite une adaptation des systèmes de contrôle pour gérer à la fois les fluctuations de la production d’énergie solaire et la stabilité de la turbine à gaz. De même, les coûts de stockage d’énergie, bien qu'en constante baisse, demeurent un facteur limitant pour de nombreuses installations. Le choix entre différentes technologies doit ainsi toujours être guidé par une analyse rigoureuse des coûts, des bénéfices environnementaux et des capacités d’optimisation énergétique.

Pourquoi les turbines à gaz et les réacteurs nucléaires n'ont-ils pas toujours été compatibles ?

Le réacteur lui-même fonctionnait sans problème, principalement en raison des fuites dans le circuit secondaire (en particulier le surchauffeur, qui a été contourné). En conséquence, le réacteur a été remplacé par un réacteur à eau pressurisée (PWR), ce qui a fait de cette installation le seul cas d'un réacteur non-PWR utilisé dans la propulsion navale américaine. Un exemple de cette approche hybride dans l’énergie nucléaire se trouve dans l’utilisation historique de turbines à gaz dans la production d’électricité.

La turbine à gaz de Neuchâtel, produite par BBC, a vu le jour en 1939. Ce modèle a représenté l’une des premières tentatives de développement de turbines à gaz industrielles de haute puissance, avec une pression de cycle de 4,4:1 et une température d'entrée de turbine (TIT) de 537°C, générant environ 4 MWe avec une efficacité thermique de 17,4%. Cette turbine a été en service jusqu'en 2002 et a été désignée comme un repère historique de l'ingénierie mécanique par l'ASME en 1988. Une autre entreprise suisse, Escher-Wyss, a mis en place en 1939 une installation de test de turbine à gaz de 2 MWe dans leur usine de Zurich. Cette installation, dotée d'un cycle fermé où l'air était le fluide de travail, portait le nom de ses inventeurs, J. Ackeret et C. Keller, sous le nom de cycle AK.

À partir de 1950, plusieurs centrales expérimentales et commerciales utilisant des turbines à gaz à cycle fermé ont été construites en Europe, au Japon et aux États-Unis. Parmi elles, la centrale ML-1, développée pour l’armée américaine, a utilisé un réacteur nucléaire comme source de chaleur. Ce réacteur avait un fluide caloporteur et un fluide de travail à base d'azote, avec de l'eau comme modérateur. Bien que le ML-1 ait produit de l’électricité et fonctionné, il n’a jamais atteint les spécifications de conception et a souffert de nombreux problèmes techniques, notamment des arrêts rapides et imprévus. Ce projet fut annulé en 1965 en raison de contraintes budgétaires liées à la guerre du Vietnam.

Les turbines à gaz pour propulsion marine ont également été envisagées aux États-Unis dans les années 1950, bien plus tôt en Europe. En 1954, un navire Liberty de la Seconde Guerre mondiale, le John Sargeant, a été équipé de deux turbines à gaz à haute pression récupérées de 3 000 HP, fournies par General Electric. Ces turbines fonctionnaient au carburant marin avec une pression de cycle de 5:1 et une température d'entrée de 790°C. Elles atteignaient une efficacité d'environ 26,7%, ce qui représentait un rendement thermique équivalent à celui des turbines à vapeur alimentées par des chaudières marines de l’époque.

Le défi de l’intégration des turbines à gaz dans un système nucléaire est apparu alors que les réacteurs nucléaires à haute température nécessitaient des températures bien plus élevées que celles que les turbines à gaz pouvaient supporter. Pour qu'une turbine à gaz de haute performance, avec une température d'entrée de 1 500-1 600°F (815-870°C), fonctionne à une efficacité optimale, la température de combustion du combustible nucléaire devrait excéder 2 000°F, ce qui dépassait largement les capacités des technologies de neutrons thermiques de l’époque. Cela aurait nécessité des réacteurs à neutrons rapides refroidis au gaz, une technologie de génération IV qui n’était pas encore développée.

Au fur et à mesure que les recherches ont avancé, l’idée d’utiliser l’hélium comme fluide de travail pour les turbines à gaz a été explorée. En 1962, James La Fleur a conçu le premier modèle de turbine à gaz à cycle fermé avec hélium pour une unité de séparation de l'air. Ce système ne produisait pas d’électricité, mais était destiné à la production d’hélium à basse température pour des applications cryogéniques. En 1974, une centrale de 50 MW utilisant une turbine à gaz à cycle fermé avec hélium a été mise en service à Oberhausen, en Allemagne. Cependant, malgré des performances théoriques prometteuses, cette centrale n’a pas atteint les objectifs de conception, en raison de problèmes de coopération entre les entreprises impliquées dans son développement.

Le passage à des réacteurs à gaz-cooled fast breeder (GCR) pour les applications nucléaires marines a pris forme avec des études conjuguées menées par l’Institut fédéral de recherche sur les réacteurs en Suisse et General Atomics aux États-Unis. Dans ce cadre, une option utilisant le dioxyde de carbone supercritique (sCO2) comme fluide de travail dans le cycle secondaire a été envisagée. En raison des défis associés à l’utilisation de l’eau dans les réacteurs à haute température, le sCO2 a été vu comme un moyen potentiellement plus sûr pour éviter des problèmes de pénétration d'eau dans le système de refroidissement principal.

Les progrès de la technologie des réacteurs nucléaires refroidis au gaz ont culminé avec la construction de l'AVR (Arbeitsgemeinschaft Versuchsreaktor) en Allemagne, un réacteur à lit de billes qui, au début des années 1970, exploitait des températures de gaz de 650-850°C. En 1974, cette température a été augmentée à 950°C, mais l’idée d’une turbine à gaz directement couplée à un réacteur nucléaire haute température est restée théorique, les défis techniques empêchant une véritable mise en œuvre industrielle dans la majorité des projets envisagés.

Le principal obstacle à la mise en place de systèmes efficaces utilisant des turbines à gaz et des réacteurs nucléaires reste aujourd’hui l’extrême exigence de température que nécessitent ces turbines pour atteindre des rendements élevés. Les recherches actuelles se concentrent sur l'optimisation des réacteurs à gaz et des systèmes de récupération thermique associés, tout en intégrant des solutions innovantes telles que les réacteurs à neutrons rapides et le dioxyde de carbone supercritique. Cette quête pour l’efficacité énergétique et la réduction de l'impact environnemental demeure une des pierres angulaires des études nucléaires modernes.

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