L’efficacité thermique dans les systèmes de Concentrated Solar Power (CSP) hybrides et les défis du design

L’efficacité thermique des systèmes solaires à concentration (CSP), combinée à des technologies hybrides telles que les cycles combinés à turbine à gaz (GTCC), repose sur un équilibre complexe entre la température de réception du collecteur solaire, la variation de l'intensité de rayonnement solaire (DNI) et la configuration du cycle thermique. Les courbes d'efficacité thermique des collecteurs solaires montrent clairement que l’augmentation de la température de réception (TREC) a un impact à la fois positif et négatif, un effet contre-intuitif qui mérite une attention particulière dans l'optimisation des systèmes.

Lorsqu’il est question de maximiser la production d'énergie, il est essentiel de comprendre la relation entre la température du récepteur et l’efficacité énergétique. La température plus élevée permet d’améliorer l'efficacité exergetique, ce qui se traduit par une plus grande production d'énergie dans les conditions optimales. Toutefois, ce gain en température ne doit pas se faire au détriment de la réduction de l'efficacité thermique (ETHM), qui est un facteur clé pour les rendements à long terme des centrales solaires.

Un autre aspect fondamental du design des systèmes hybrides CSP est la prise en compte de la variation saisonnière et quotidienne du DNI, ainsi que des événements météorologiques imprévus. Les systèmes de stockage d'énergie thermique (TES) deviennent alors indispensables pour atteindre un facteur de capacité annuel plus élevé, dépassant la limite de 20-25% observée dans les systèmes CSP sans stockage. L'intégration du TES permet de compenser la variabilité du DNI et de maintenir la production d'énergie même lorsque le rayonnement solaire est faible.

La flexibilité des centrales solaires hybrides, comme celles utilisant des blocs CSP relativement petits (50 à 100 MWth), permet de réduire les risques technologiques et financiers tout en optimisant l’efficacité globale. Dans ce cadre, le concept d’ISCC (Integrated Solar Combined Cycle) se distingue comme une solution avantageuse. L’ISCC permet d'exploiter au maximum l’énergie solaire pendant la journée tout en réduisant la dépendance à l'énergie fossile en cas de baisse de l’irradiation solaire. Cela engendre un modèle de fonctionnement hybride où la production d'énergie est augmentée sans nécessiter des investissements astronomiques pour des installations purement solaires.

Il est important de noter que, malgré les gains potentiels en performance, l'augmentation de la capacité d'augmentation de puissance via la chaleur externe a ses limites. Les calculs montrent que, même avec des ajustements optimisés, il est rare de pouvoir augmenter l'output de la turbine à vapeur de plus de 25%. Ces gains sont fortement dépendants de la configuration spécifique du système et de la qualité de l’intégration des différents composants.

La conception d’un système CSP hybride est donc une question de compromis. De nombreuses solutions de design peuvent être envisagées, mais elles impliquent toutes un équilibre subtil entre performance, coût et durabilité. La variation des pressions dans les turbines et le recours à des systèmes de refroidissement par air ou par eau influencent directement l’efficacité et les coûts d’exploitation. Une étude détaillée (FEED) menée par des experts du secteur est cruciale pour déterminer la configuration optimale, car chaque projet présente des exigences uniques en termes de performance énergétique et d’impacts financiers.

En somme, les systèmes solaires hybrides combinant la technologie CSP et les cycles combinés à turbine à gaz représentent une voie prometteuse vers une production d’énergie plus stable et plus économique. La clé réside dans l’optimisation des paramètres thermodynamiques, la gestion de l'intermittence solaire et l’utilisation efficace des technologies de stockage d'énergie thermique. Cependant, l’un des plus grands défis reste la gestion des coûts d’investissement initiaux et des compromis nécessaires pour atteindre un rendement énergétique optimal.

Comment les turbines à gaz modernes influencent-elles l'efficacité énergétique dans les cycles combinés ?

Les turbines à gaz modernes sont des machines turbomécaniques aériennes à grande échelle, capables de produire une puissance considérable. Prenons l'exemple d'une turbine à gaz de 300 MW fonctionnant à 50 Hz (3 000 rpm). Cette machine ingère l'air dans des conditions normales ISO (15°C et 1 atmosphère à 60 % d'humidité relative) à un débit d'environ 705 kg/s. Cet air est comprimé jusqu'à une pression 18 à 20 fois supérieure à celle de l'atmosphère avant d’être mélangé et brûlé avec 16 kg/s de gaz naturel (100 % CH4). Le résultat est une production nette de 312 MW d'électricité, ce qui équivaut à une efficacité thermique nette de 39,3 %. À l'entrée de la section d'expansion de la turbine à gaz, où les gaz de combustion produisent du travail utile, les températures atteignent près de 1 500°C. Ce chiffre dépasse largement le point de fusion des matériaux les plus avancés utilisés dans la fabrication des composants de la voie chaude de la turbine.

L’objectif principal d’une turbine à gaz est de maximiser l'efficacité énergétique tout en répondant aux défis liés aux conditions environnementales et aux contraintes de régulation de plus en plus strictes. Les réclamations de rendements de cycle combiné atteignant 65 % souvent vues dans les médias doivent être prises avec précaution. Ces chiffres proviennent fréquemment de scénarios optimistes où les conditions ambiantes sont idéalisées, ce qui ne correspond pas nécessairement à la réalité des sites de production. Les calculs de performance doivent donc être basés sur des paramètres plus concrets et une compréhension plus fine des limites théoriques et pratiques.

Les turbines à gaz modernes peuvent être décrites de manière simple par quatre paramètres : la puissance de sortie, l'efficacité (ou la consommation thermique, exprimée en kJ/kWh), le débit d'air ou d'échappement, et la température des gaz d'échappement. Ces paramètres définissent le volume de contrôle autour de la turbine et établissent l'équilibre thermique et massique du système. Parallèlement, il est important de comprendre deux paramètres cruciaux dans le cycle de la turbine : le rapport de pression du cycle (PR) et la température d'entrée de la turbine (TIT), qui influencent directement la performance de l'ensemble du système.

Une autre notion essentielle dans la turbine à gaz est l'enthalpie des gaz d'échappement (HEXH), fonction de la température des gaz d'échappement (TEXH) et de leur composition. Une estimation approximative de l'enthalpie peut être faite à l'aide de la formule suivante :

Cette équation est valable pour des températures des gaz d'échappement comprises entre 480°C et 650°C, et permet d'obtenir une estimation de l'enthalpie avec une précision raisonnable (l'erreur étant inférieure à 1-2 %). L'enthalpie des gaz d'échappement joue un rôle crucial dans le calcul de l'exergie, une propriété thermodynamique importante pour évaluer la capacité maximale de production de travail d'un flux de matière.

L'exergie, ou disponibilité, est une mesure de l'énergie théoriquement disponible pour effectuer un travail dans un processus donné, et elle peut être calculée en utilisant l'équation suivante pour un fluide non réactif :

L'importance de l'exergie réside dans le fait qu'elle permet de quantifier les pertes inévitables dans un cycle thermodynamique, offrant ainsi une vision plus précise de l'efficacité d'une turbine à gaz. En effet, même si la turbine peut fonctionner à une efficacité thermique nette de 39,3 %, les pertes dues à des facteurs tels que les frottements, les dissipations de chaleur ou les irrégularités dans le mélange de combustion entraînent une baisse de la performance globale.

Un autre facteur à prendre en compte est l'évolution des turbines à gaz sur le plan technologique. Alors que les turbines actuelles offrent une puissance de sortie nettement plus élevée qu'il y a quelques décennies, leur conception intègre des avancées significatives en matière de matériaux et de processus thermodynamiques. Cependant, cette augmentation de la capacité s’accompagne souvent d'une complexité accrue en termes de gestion thermique, de maintenance et de gestion des flux d'air.

Enfin, il est important de noter que les turbines à gaz modernes ne fonctionnent pas dans un vide technologique. Elles font face à des défis réglementaires de plus en plus stricts en matière d'émissions de CO2, de NOx et d'autres polluants. Ces contraintes peuvent limiter le potentiel des rendements théoriques et nécessitent des adaptations constantes des technologies, souvent au détriment de la performance purement énergétique. C'est un équilibre entre la recherche de la performance maximale et la conformité aux régulations environnementales qui façonne l'évolution de la turbine à gaz.

Comment fonctionne le stockage d'énergie par sels fondus (LSCC) et ses avantages par rapport aux autres technologies de stockage ?

Le concept de stockage d'énergie par sels fondus (LSCC, pour "Liquid Salt Concentrated Solar") repose sur l’utilisation de sels fondus pour stocker l’énergie thermique. À l'origine conçu pour les centrales solaires à concentration, il peut également être utilisé avec de l'électricité excédentaire provenant de sources comme les parcs éoliens ou les réseaux électriques. Le fluide caloporteur (HTF) est un sel eutectique à faible point de congélation, qui est une combinaison de sels inorganiques de nitrate de potassium, de nitrite de sodium et de nitrate de sodium. Ce mélange est non toxique, non inflammable et non explosif, ce qui le rend idéal pour un usage en centrale de stockage thermique. Le système de LSCC est caractérisé par une capacité à maintenir la chaleur pendant de longues périodes, jusqu’à plusieurs jours, avec des pertes thermiques estimées à moins de 1°C par jour.

L'un des avantages de cette technologie réside dans la flexibilité du processus de charge et de décharge. Lors de la charge, le sel fondu est chauffé à environ 427°C par des chauffages électriques à moyenne tension, un procédé qui offre une grande réactivité en termes de contrôle de la fréquence et de réponse aux variations de demande. Cette caractéristique est cruciale dans un environnement où la production d’énergie renouvelable peut être intermittente. Les pertes thermiques étant minimes, l’énergie peut être stockée pendant une période prolongée, prête à être utilisée pour générer de l’électricité lorsque la demande est élevée.

Le concept LSCC se distingue des autres systèmes de stockage thermique par son mode de fonctionnement. Plutôt que de recourir à l’énergie solaire pour chauffer directement le fluide caloporteur, ce système utilise des chauffages électriques alimentés par un champ solaire, une ferme éolienne ou le réseau. Cela permet de stocker de l’énergie à faible coût, voire gratuitement, en utilisant l'excédent de production d’énergie renouvelable, autrement destiné à être gaspillé.

L'un des avantages notables du LSCC est sa capacité à démarrer rapidement le système. Lors de la décharge, le sel fondu passe par un générateur de vapeur qui utilise sa chaleur pour produire de l'électricité. Ce processus peut être lancé instantanément ou se réchauffer en moins de 30 minutes à partir d'une condition froide, ce qui est beaucoup plus rapide que d'autres technologies de stockage thermique. De plus, grâce à la possibilité d’utiliser de l'hydrogène vert en complément, les émissions de CO2 du LSCC peuvent être considérablement réduites, surpassant même les émissions d’une centrale à turbine à gaz avancée.

Le stockage d'énergie par sels fondus est une technologie en pleine expansion, non seulement pour la gestion des excédents d'énergie renouvelable, mais aussi comme solution de secours rapide pour répondre à des pics de demande ou garantir une régulation de la fréquence dans les réseaux électriques. Son potentiel d’intégration avec des sources d’énergie renouvelable telles que l’éolien ou le solaire en fait un allié stratégique pour une transition énergétique vers des systèmes plus durables et résilients.

Il est important pour le lecteur de comprendre que, bien que cette technologie soit relativement nouvelle et prometteuse, elle n'est pas exempte de défis, notamment en termes de coûts d’installation et d'entretien. Cependant, à mesure que la demande pour des solutions de stockage d'énergie augmente, les coûts de ces technologies devraient baisser, rendant le stockage par sels fondus plus accessible et compétitif par rapport à d'autres formes de stockage, comme les batteries lithium-ion. De plus, l’interconnexion de ce système avec des infrastructures de production d’énergie renouvelable offre des perspectives intéressantes pour une gestion plus souple de l’énergie à l'échelle globale, répondant mieux aux fluctuations de la demande et de l'offre.

Comment fonctionne le stockage d'énergie par air comprimé (CAES) et quels sont ses avantages ?

Il existe deux méthodes principales pour exploiter le réservoir d'air comprimé dans un CAES : volume constant et pression constante. Chacune a ses particularités et ses implications sur l'efficacité et les performances du système.

Méthode du volume constant

Dans ce cas, la pression de sortie du réservoir varie au fur et à mesure que l'air est extrait. Il existe deux options principales pour contrôler la sortie d'énergie de l'expandeur :

1. La pression d'entrée de l'expandeur à haute pression (HP) varie avec la pression de sortie du réservoir.

2. La pression d'entrée de l'expandeur est maintenue constante grâce à une vanne de régulation.

Les installations de Huntorf (Allemagne) et de McIntosh (États-Unis) utilisent cette seconde option, avec des différences dans la pression de sortie du réservoir et l'air comprimé qu'elles injectent dans l'expandeur. Par exemple, l'usine de Huntorf régule la pression à 46 bar, tandis que celle de McIntosh la maintient à 45 bar.

Méthode de pression constante

Un élément clé du processus est l'utilisation d'un récupérateur, qui tire parti des gaz d'échappement de l'expandeur basse pression pour chauffer l'air comprimé en provenance du réservoir. Cela permet de réduire la consommation de carburant dans le générateur à haute pression et améliore considérablement le rendement thermique global de l’expandeur.

Température et pression de l'air

Le rendement d'un CAES dépend en grande partie des conditions de pression et de température du réservoir. Selon la loi des gaz parfaits, la masse d'air qui peut être stockée dans un réservoir est proportionnelle à la pression de stockage et inversement proportionnelle à la température du réservoir. En d'autres termes, pour un stockage optimal, l'air doit être comprimé à la pression la plus élevée possible et refroidi à une température appropriée avant d'être injecté dans le réservoir.

Performance énergétique et efficacité

Il n’existe pas de seul indice de performance universel pour le CAES, car cela dépend beaucoup de l’application envisagée. L'un des indices les plus couramment utilisés est l'efficacité de la consommation d'énergie primaire (PEE), qui est le rapport entre l'énergie générée et l'énergie consommée pour la compression et l'expansion de l'air. En pratique, cela peut être calculé selon la formule :

Où l'énergie générée correspond à l'électricité produite pendant la phase de production, et l’énergie consommée correspond à celle utilisée pour la compression de l'air et le carburant utilisé pour chauffer l'air dans le générateur.

Amélioration de l'efficacité

Les centrales CAES modernes cherchent à améliorer continuellement leur efficacité. Une méthode consiste à augmenter l'efficacité des récupérateurs, qui peuvent atteindre jusqu'à 90 % dans les nouveaux designs, comparé à environ 75 % dans les modèles existants. En réduisant ainsi les besoins en carburant et en optimisant l'utilisation de l'électricité pour la compression, l'efficacité globale du système s'en trouve considérablement améliorée.

Facteurs d'efficacité à considérer

L'efficacité d'un CAES dépend de plusieurs facteurs, et l'un des plus déterminants est l'efficacité thermique des installations et des compresseurs. Par exemple, les centrales utilisant une turbine à gaz avec une efficacité thermique de 35 % produisent beaucoup moins d'énergie avec la même quantité de carburant que les installations utilisant un CAES optimisé. Une comparaison avec une centrale à turbine à gaz montre que le CAES peut être bien plus rentable en termes de consommation de carburant, avec une consommation de carburant bien inférieure.

En outre, il est important de noter que le rendement global du CAES peut varier selon l'usage prévu. Par exemple, une centrale qui sert à stocker de l'énergie pour une utilisation rapide peut avoir un rendement plus élevé que celle qui est destinée à une utilisation plus lente ou à long terme. L'optimisation des paramètres de conception, comme la gestion de la température et de la pression, ainsi que l’efficacité des échangeurs de chaleur, sont essentielles pour maximiser le rendement.

Quels sont les enjeux des contraintes thermiques dans les turbines à vapeur et comment les contrôler efficacement ?

Lorsqu'une turbine à vapeur est soumise à une variation de température, des contraintes thermiques sont générées en raison de l'expansion ou de la contraction du matériau. Ces contraintes, qu'elles soient de compression ou de tension, dépendent de l'élasticité du matériau, de son coefficient d'expansion thermique et de la différence entre la température initiale (TI) et la température finale (TF). La formule de base permettant de calculer la contrainte thermique est donnée par l'équation suivante :

$\sigma = E \cdot \alpha \cdot (T_I - T_F)$

Le matériau CrMoV, couramment utilisé dans la construction des rotors de turbines à vapeur, possède une résistance à la traction moyenne de 550 MPa dans la plage de températures de 700-900°F. La contrainte compressive calculée est donc proche de 50 % de la résistance du matériau, ce qui est un problème important à prendre en compte dans la conception et l'exploitation des turbines à vapeur.

Pour éviter les effets indésirables de telles contraintes thermiques, les turbines à vapeur et les générateurs turbo-générateurs sont souvent conçus avec une seule butée axiale. Cela permet au rotor de se dilater ou de se contracter librement dans la direction axiale. De même, les caissons de turbine sont soutenus de manière à permettre un mouvement axial libre, ce qui permet d'éviter l'accumulation de contraintes internes dangereuses. Ces configurations sont essentielles pour garantir le bon fonctionnement et la longévité des équipements dans des conditions thermiques variables.

$\sigma = \frac{E \cdot \nu \cdot \alpha}{K_T} \cdot (T_S - T_B)$

La gestion des contraintes thermiques est également cruciale pour la durée de vie des turbines à vapeur, car elle permet de prédire la fatigue cyclique des matériaux. Lorsqu'une turbine démarre ou s'arrête, elle subit des cycles thermiques, qui peuvent entraîner une usure importante des matériaux, notamment dans les situations de chauffage ou de refroidissement rapides. Ces cycles thermiques sont souvent à l'origine de ce que l'on appelle la fatigue à faible cycle (LCF), qui résulte de l'accumulation de contraintes thermiques au cours de milliers de cycles de démarrage et d'arrêt. À l'inverse, les cycles mécaniques liés aux vibrations, qui peuvent atteindre des millions de cycles, génèrent des fatigues à haute fréquence (HCF).

Pour évaluer la durée de vie des composants soumis à de tels cycles, les courbes de dépense de vie cyclique (CLE) sont utilisées. Ces courbes permettent de relier les changements de température, les taux de variation de température et la durée de vie en fonction du nombre de cycles. Par exemple, si l'augmentation de température du rotor de 700°F à 900°F se fait à un taux de 330°F/heure, la durée de vie estimée du rotor pourrait être de 10 000 cycles, ce qui est acceptable pour la majorité des applications industrielles.

Ces principes de gestion des contraintes thermiques sont également applicables dans les technologies de turbine de nouvelle génération, comme celles utilisant le dioxyde de carbone supercritique (CO2 supercritique), où les pressions et températures sont beaucoup plus élevées. Les méthodes de gestion thermique utilisées pour les turbines à vapeur peuvent être adaptées pour évaluer la sécurité et l'efficacité des composants dans ces environnements extrêmes.

Il est essentiel de comprendre que la gestion thermique ne se limite pas à éviter des défaillances immédiates dues à des contraintes trop importantes. Une approche systématique et bien conçue de la gestion thermique permet de prolonger la durée de vie des turbines, de réduire les coûts de maintenance et d'améliorer l'efficacité globale de la production d'énergie. De plus, ces principes sont au cœur de l'optimisation des performances des turbines dans des conditions de démarrage et d'arrêt, qui sont des événements critiques pour le bon fonctionnement des centrales électriques à cycle combiné.