Le cycle Allam, une technologie innovante de production d'énergie utilisant un gaz supercritique de dioxyde de carbone (sCO2), a suscité un intérêt croissant en raison de son potentiel pour atteindre des rendements thermiques élevés tout en réduisant les émissions de CO2. Toutefois, les performances théoriques et réelles du cycle varient en fonction de nombreux paramètres, allant des rendements des composants aux stratégies d'intégration thermique. En examinant les différents travaux de recherche sur le sujet, il apparaît que l'efficacité nette de ce cycle est influencée par des facteurs complexes, notamment la performance du compresseur, de la pompe et de la turbine, ainsi que les pertes associées au processus.

En utilisant des hypothèses relativement optimistes, comme un expandeur non refroidi avec une efficacité de 90%, et des rendements de compresseur et de pompe de 85% et 75% respectivement, des chercheurs ont estimé que l'efficacité nette du cycle Allam pourrait atteindre 55%, ce qui est inférieur à l'efficacité théorique de 59% rapportée dans certaines études. D'autres modèles de simulation, comme ceux réalisés avec Aspen Plus, ont permis d'affiner ces résultats, mais les performances réelles restent inférieures à celles des cycles combinés classiques. Par exemple, Scaccabarozzi et al. ont rapporté une efficacité nette de 54,6% dans leurs études, alors que d'autres modèles prédisaient des valeurs autour de 51,8%.

Les principaux défis de cette technologie émergente résident dans la gestion de la chaleur et de la masse, ainsi que dans l'optimisation des systèmes auxiliaires tels que l'ASU (Air Separation Unit) et les systèmes de récupération de chaleur. Les performances du compresseur, notamment le refroidissement de la turbine et l'intégration thermique, jouent également un rôle crucial. Une analyse approfondie des rendements thermiques à partir des principes fondamentaux du cycle permet de mieux comprendre la portée de ces estimations. Par exemple, la comparaison avec l'efficacité Carnot théorique du cycle montre qu'une efficacité de 79,8% est possible dans des conditions idéales, mais que l'efficacité réelle est réduite en raison des pertes thermiques et des imperfections du cycle réel.

Les premières estimations de l'efficacité du cycle Allam dans des conditions réelles, avec des températures d'entrée de turbine de 1 150°C et une pression de compression de 10:1, suggèrent que l'efficacité nette du cycle pourrait atteindre un maximum de 61%. Toutefois, cette valeur dépend de nombreux facteurs, y compris les pertes associées au refroidissement, à la compression du CO2 et à la performance des équipements auxiliaires. Un modèle thermodynamique détaillé peut fournir des prévisions plus précises, mais l'intégration de systèmes thermiques avancés, comme les échangeurs de chaleur et la récupération de chaleur entre l'ASU et le cycle, pourrait potentiellement améliorer les résultats.

Dans les conditions réelles d'exploitation, il est peu probable que cette technologie dépasse le niveau de maturité des cycles combinés avancés (qui atteignent des rendements thermiques d'environ 60% avec une température de turbine d'environ 1 700°C). La gestion de la performance de l'ASU et l'optimisation des systèmes auxiliaires seront essentielles pour minimiser les pertes et améliorer l'efficacité du cycle. Il est également important de noter que les rendements réels peuvent varier en fonction de l'intégration thermique et des pertes associées aux diverses étapes du processus.

Le modèle thermique et de masse développé à l'aide du logiciel THERMOFLEX permet de simuler un grand nombre de scénarios en fonction des hypothèses de conception. Dans ce modèle, les conditions ambiantes standard (15°C et 1 atm) sont prises en compte, ainsi que la température de l'eau de refroidissement à 20°C, et les pertes de pression dans les refroidisseurs et autres composants du système. Ces simulations sont cruciales pour prévoir les performances d'une centrale à cycle Allam dans des conditions réelles, où des facteurs comme la perte de pression, les rendements des compresseurs et des pompes, et l'efficacité de la récupération de chaleur peuvent grandement influencer l'efficacité nette du cycle.

Les résultats obtenus à partir de ces modèles indiquent que même avec des rendements élevés de composants comme les turbines (90% d'efficacité polytropique), les performances réelles resteront inférieures aux estimations théoriques. Par exemple, les pertes thermiques dans la chambre de combustion, ainsi que la nécessité de maintenir une certaine quantité d'oxygène pour assurer la stabilité de la flamme, entraînent des variations dans les paramètres de combustion et dans la composition des gaz de sortie, ce qui affecte directement l'efficacité du cycle. En l'absence d'intégration thermique de l'ASU, l'efficacité nette reste modeste, même avec une gestion optimisée du cycle.

Les innovations possibles dans l'intégration thermique, notamment l'utilisation de la chaleur excédentaire pour préchauffer les gaz ou améliorer les rendements de compression, offrent un potentiel de gain d'efficacité, mais les défis technologiques restent importants. Le cycle Allam, bien que prometteur, nécessite encore des améliorations dans la conception des équipements et dans l'intégration thermique pour atteindre des rendements comparables aux cycles classiques à haute efficacité.

Comment comprendre l'efficacité du cycle Rankine et Brayton : une analyse thermodynamique approfondie

L'analyse idéale du cycle Brayton fournit des informations directes sur le moteur à chaleur lui-même, c'est-à-dire la turbine à gaz. En revanche, l'analyse idéale du cycle Rankine ne donne pas directement d'informations sur la turbine à vapeur. Cette distinction doit être clairement prise en compte dans l'analyse thermodynamique des turbines à vapeur. Avant d'aller plus loin, il convient de préciser quelques points concernant le diagramme du cycle figuré à la Figure 3.21. Il s'agit d'un croquis qualitatif, non basé sur des données thermodynamiques précises. L'objectif est de montrer les positions relatives des températures clés du cycle et leurs moyennes logarithmiques. Ce diagramme illustre un cycle très basique, avec un seul réchauffeur d'eau d'alimentation (FWH) et une pression de vapeur principale subcritique. En revanche, les cycles à vapeur modernes, avec des pressions de vapeur principales supercritiques, disposent de huit ou neuf FWH, et les afficher tous sur le diagramme T-s rendrait celui-ci illisible sans ajouter de compréhension fondamentale des concepts essentiels.

Le diagramme inclut également un rectangle pointillé à l'intérieur du dôme de phase de l'eau, souvent utilisé comme une approximation du cycle de Carnot pour expliquer le cycle Rankine aux néophytes. Cette représentation est toutefois inutile et trompeuse. Par exemple, il est facile de vérifier qu’un cycle subcritique n'a pas de température d'addition de chaleur supérieure à la température de saturation à la pression de vapeur principale, ce qui montre que cette approche n'apporte rien à une compréhension solide du sujet. Il est essentiel de se rappeler que, tout comme pour le cycle Brayton, même un cycle parfait avec des pompes et des turbines isentropiques et sans pertes aurait une efficacité bien inférieure à celle du Carnot. En effet, l'efficacité d'un cycle parfait correspond à celle du cycle Carnot équivalent, comme défini par l'équation (2.8).

La température d'ajout de chaleur moyenne (METH) est une température hypothétique qui résulte d'un processus d'ajout de chaleur isotherme entre les états 8 et 5 dans le diagramme, et qui est égale à l'addition totale de chaleur non isotherme à travers le cycle. Ce processus est plus complexe dans les cycles supercritiques et ultra-supercritiques, où la relation entre METH et les températures de vapeur principale et de réchauffage est fonction des caractéristiques spécifiques du cycle, comme indiqué dans la Figure 3.22.

Par exemple, pour un cycle de turbine à vapeur avancé avec des températures de vapeur principale et de réchauffage de 595°C et une pression de condenseur de 50 mbar, l'efficacité idéale du cycle Carnot est de 64,7%, tandis que l'efficacité du cycle réel avec une METH de 675 K est de 54,7%. La différence, représentée par le facteur de cycle (CF), est d'environ 0,845, ce qui nous donne une approximation suffisante pour la plupart des applications pratiques.

Dans une analyse thermodynamique avancée, il est aussi important de prendre en compte les températures des gaz de combustion, telles que la température de la flamme du brûleur (TFLM), la température des gaz de combustion à la sortie de la chaudière (TFGX) et la moyenne logarithmique de ces deux températures (METFG). Pour les cycles modernes à vapeur, les températures des gaz de combustion dans la chaudière peuvent atteindre des niveaux élevés, jusqu’à 2000°C pour la flamme, et les températures des gaz à la sortie peuvent être beaucoup plus basses, aux alentours de 130°C. Ces températures influencent de manière significative l'efficacité globale du cycle.

Un autre aspect crucial à considérer est la consommation des auxiliaires dans les systèmes de turbine à vapeur. Par exemple, l'efficacité thermique du générateur de vapeur (STG) est affectée par la charge auxiliaire de la centrale, qui dépend en grande partie du système de rejet de chaleur et du système de contrôle des émissions des gaz de combustion. Ces charges peuvent représenter entre 5% et 6% de la sortie du STG, tandis que les pompes de condensat et de réchauffage peuvent en consommer environ 3% à 4%. Ces pertes auxiliaires, bien qu'elles ne modifient pas directement l'efficacité du cycle thermodynamique, impactent l'efficacité nette de l'ensemble de la centrale.

Il est également important de noter que les cycles modernes de conception supercritique et ultra-supercritique (SC et USC) peuvent atteindre des facteurs de technologie (TF) de 0,80 à 0,85 avec des METH de 670 à 675 K. Ces valeurs sont cruciales pour les estimations rapides des performances thermodynamiques des cycles à vapeur. Toutefois, l'efficacité de la chaudière, qui varie généralement entre 90 et 95%, doit être prise en compte dans l'analyse de la première loi de l'efficacité énergétique.

Ce qui distingue vraiment les cycles supercritiques des cycles subcritiques, c'est leur capacité à fonctionner à des pressions et températures beaucoup plus élevées, ce qui permet une meilleure efficacité énergétique. Toutefois, cette amélioration a des implications en termes de conception et de coûts, car elle nécessite des matériaux et des technologies capables de supporter des conditions extrêmes de température et de pression.

En résumé, l'analyse d'un cycle Rankine, qu'il soit subcritique ou supercritique, doit tenir compte non seulement des caractéristiques thermodynamiques du fluide de travail, mais aussi des pertes dues aux auxiliaires et de l'impact des températures extrêmes des gaz de combustion dans la chaudière. Les optimisations des cycles modernes se concentrent sur la réduction de ces pertes et l'amélioration de l'efficacité de la conversion thermique en électricité. Cependant, la compréhension des mécanismes de base du cycle Rankine reste essentielle pour toute analyse énergétique sérieuse des turbines à vapeur.

Comment optimiser le démarrage d'un cycle combiné : modes rapide et conventionnel

Le démarrage des centrales électriques à cycle combiné (CC) représente une partie essentielle de la gestion des installations de production d'énergie. En particulier, la phase de mise en service des turbines à gaz et à vapeur nécessite une compréhension approfondie des systèmes en jeu pour optimiser à la fois la durée du démarrage et l'efficacité énergétique. En comparant les différentes méthodes de démarrage, nous pouvons observer une différence substantielle entre les méthodes conventionnelles et les démarrages rapides, avec des implications notables pour la consommation de carburant et les émissions.

Lors d’un démarrage rapide, la capacité de démarrage de la turbine à gaz, après l'initialisation, atteint la fréquence de synchronisation (FSNL) en six minutes seulement, un temps de réponse considérablement réduit par rapport à la méthode conventionnelle qui peut durer jusqu'à 40 minutes. Ce processus permet non seulement d'atteindre une pleine charge plus rapidement, mais il est également accompagné d’une consommation de carburant réduite de 15 %, ce qui représente un avantage notable sur le plan économique et environnemental. Les émissions de démarrage sont également diminuées, ce qui permet d'améliorer le classement des centrales en matière de respect des normes environnementales.

Pour ce faire, le démarrage rapide repose sur des technologies spécifiques telles que les attemperateurs à terminal et les tuyaux de dérivation parallèles. Ces équipements sont nécessaires pour contourner la période d'attente traditionnelle liée à l'égalisation de la température de vapeur. Dans une configuration traditionnelle, la vapeur excédentaire est d'abord envoyée au réchauffeur puis à l'échangeur de chaleur, mais dans un système de démarrage rapide, il est nécessaire d’ajouter une ligne de dérivation parallèle allant directement du surchauffeur à l’échangeur de chaleur. Ce système hybride de dérivation nécessite une infrastructure supplémentaire et coûteuse, notamment des tuyaux de plus grande longueur et une station de dé-superchauffage supplémentaire.

Toutefois, les centrales qui subissent des arrêts fréquents peuvent opter pour une version plus simple et moins coûteuse du système, notamment dans les cas de démarrages à chaud, où la température de la turbine à vapeur reste suffisamment élevée pour permettre un démarrage plus rapide sans le besoin d'un système complet de température de vapeur. Pour cela, il est nécessaire de disposer d'une turbine à gaz à faible capacité de charge minimale (MECL) — typiquement inférieure à 40 %. Cette capacité réduit encore les coûts en permettant d'éviter l'utilisation de l'atténuateur terminal dans les situations d'arrêt court, rendant le démarrage plus flexible.

Le processus de démarrage d’un cycle combiné se déroule en plusieurs étapes techniques. Le premier élément clé est l’accélération de la turbine à gaz grâce à un contrôleur de vitesse (LCI) qui atteint la vitesse de purge, suivie de l'allumage et de l'accélération vers la synchronisation. Une fois que la turbine à gaz est synchronisée avec le réseau, la charge est progressivement augmentée pour atteindre la capacité de charge minimale de la turbine à gaz (MECL). À ce stade, l’échangeur de chaleur récupéré (HRSG) est également chauffé progressivement.

En parallèle, la turbine à vapeur est mise en route par l’introduction de vapeur dans la section intermédiaire de la turbine, et les vannes de dérivation sont ouvertes pour permettre l'admission d’une vapeur suffisante afin d’atteindre la capacité de charge. À mesure que la vapeur atteint les températures et pressions nécessaires, la turbine à vapeur est chargée jusqu'à ce que le système atteigne la pleine charge.

Le démarrage rapide, bien qu'efficace, n’est pas sans défis techniques. L'élimination de la période de mise à température de vapeur, normalement effectuée avec une méthode de dérivation cascade, nécessite une surveillance précise de l’écoulement de la vapeur et des contrôles de pression pour éviter les variations qui pourraient perturber l'équilibre thermique du système. De plus, l'intégration des différents composants du cycle combiné (turbine à gaz, échangeur de chaleur, turbine à vapeur) nécessite une coordination minutieuse pour garantir que chaque élément fonctionne efficacement sans interférence thermique.

En outre, la gestion de l'inertie de rotation des turbines est un autre aspect important. Le démarrage d’une turbine à gaz de grande taille nécessite un couple élevé pour faire tourner le générateur jusqu'à la vitesse d'allumage, un processus qui peut être particulièrement difficile lorsque la turbine est à l'arrêt total. Cela nécessite des calculs précis du couple nécessaire, en tenant compte de la masse et de l'inertie de la turbine. À titre d'exemple, une turbine à gaz F de classe 50 Hz, pesant environ 175 tonnes, nécessitera un couple d'accélération de l'ordre de 1,8 % du couple nominal à pleine charge pour passer de 10 tr/min (vitesse de purge) à 15 % de sa vitesse nominale.

L’optimisation de ces démarrages rapides repose non seulement sur des équipements performants mais également sur la capacité à anticiper et à contrôler avec précision les différents paramètres du système de production d'énergie. Les décisions concernant le type de démarrage et les équipements associés, qu’ils soient standard ou hybrides, ont des conséquences directes sur la performance économique et environnementale de l’installation.

Quelles sont les technologies les plus prometteuses pour la production d'hydrogène à l'heure actuelle ?

À l’heure actuelle, les technologies de production d’hydrogène sont en constante évolution, mais la plupart des processus en développement ont encore des rendements énergétiques inférieurs à leurs objectifs théoriques. Dans le cadre des moteurs thermiques, par exemple, le facteur de performance technologique est estimé à environ 0,70-0,75. En d'autres termes, même les moteurs thermiques réels n'atteignent que 70-75 % du rendement théorique d’un moteur Carnot, qui fonctionne entre les mêmes réservoirs de température. En extrapolant cette donnée à la technologie des électrolyseurs, on peut espérer obtenir un rendement optimal d’environ 44 kWh/kg. En pratique, ce rendement pourrait avoisiner plutôt 47 kWh/kg, soit un écart conséquent par rapport aux attentes théoriques, mais un progrès significatif pour la production d'hydrogène à l’échelle industrielle.

L’une des méthodes alternatives pour produire de l’hydrogène et de l'oxygène à partir de l’eau repose sur le cycle soufre-iode (SI). Cette technologie, qui utilise des réactions chimiques complexes à des températures bien plus basses que celles nécessaires pour la dissociation thermique directe de l’eau, est prometteuse pour la dissociation de l’eau à des températures comprises entre 350 et 800°C. La première réaction du cycle, appelée réaction de Bunsen, se produit à environ 120°C et génère de l’hydrogène iodure (HI) et de l’acide sulfurique (H2SO4). Ces deux produits réagissent ensuite dans un second cycle pour générer de l’hydrogène et de l’oxygène. Bien que cette technologie semble prometteuse, son rendement est encore limité à environ 45 % dans les meilleures configurations, bien en deçà des rendements théoriques de l’électrolyse. Ce processus est cependant beaucoup plus adapté aux grandes échelles de production, où l'intégration thermique et la réduction des pertes de chaleur sont plus facilement optimisées, notamment dans les centrales nucléaires à réacteurs à haute température.

Les technologies comme le SI, bien que beaucoup moins courantes que l’électrolyse, offrent l'avantage de pouvoir fonctionner à des températures bien plus élevées, ce qui les rend intéressantes pour les installations nucléaires de grande taille. En 2019, l’Agence japonaise de l’énergie atomique (JAEA) a démontré une production d’hydrogène en continu via ce procédé, et l’objectif à long terme est d'atteindre un coût inférieur à 3 $/kg d’hydrogène d’ici 2030.

Une autre méthode bien établie est le reformage à la vapeur de méthane (SMR), qui est actuellement la technologie dominante pour la production d’hydrogène à grande échelle. Bien que cette méthode repose sur la réaction du méthane avec de la vapeur d'eau à haute température pour produire de l’hydrogène et du monoxyde de carbone, elle souffre d’un désavantage majeur : la production de CO2. Cette approche est donc incompatible avec des objectifs de production d’hydrogène « propre » et ne devrait pas être utilisée pour alimenter la génération d’électricité sans émissions de carbone. Le SMR reste cependant très utilisé dans le secteur chimique pour la production d'ammoniac et dans le raffinage pour des processus comme l'hydrocracking.

Le processus de SMR a fait l’objet de nombreuses améliorations au fil des années, y compris l’utilisation de la séparation par adsorption swing (PSA) pour purifier l’hydrogène produit et la capture du CO2 à différents points du procédé. Cependant, malgré son efficacité dans certains secteurs, son empreinte carbone et sa dépendance aux combustibles fossiles restent des limitations cruciales pour une transition énergétique vers des sources plus durables.

Il est donc essentiel de comprendre que, bien que des progrès technologiques soient réalisés, les différentes méthodes de production d’hydrogène ont toutes des avantages et des inconvénients, et leur adoption à grande échelle dépendra largement des infrastructures disponibles et des sources d’énergie utilisées. Les processus comme le SI et l’électrolyse représentent des pistes prometteuses pour des solutions sans émissions de carbone, mais ils nécessitent encore des améliorations pour devenir véritablement compétitifs en termes de rendement et de coûts. Les développements en matière de réacteurs nucléaires et d'intégration thermique seront décisifs pour atteindre ces objectifs.

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