Centrale électrique thermique Information

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Centrale thermique EDF de Porcheville (arrêtée définitivement en 2017).
Chaudières (en démolition) de la centrale thermique de Pont-sur-Sambre.
Centrale thermique près de Richemont, aujourd'hui détruite.

Une centrale électrique thermique est une centrale qui produit de l' électricité à partir d'une source de chaleur selon le principe des machines thermiques. Cette transformation se fait soit directement, par détente des gaz de combustion, soit indirectement, via un cycle eau-vapeur. Les installations à cogénération utilisent une partie de la chaleur résiduelle pour d'autres applications, telles que les réseaux de chaleur.

L'origine de cette source de chaleur dépend du type de centrale thermique :

Fonctionnement

Les centrales thermiques sont construites autour de turbines. Celles-ci peuvent être soit des turbines à gaz (ou turbines à combustion), soit des turbines à vapeur, les deux types pouvant cohabiter dans une même centrale à cycle combiné pour en améliorer le rendement global. Ce rendement peut encore être amélioré par un procédé de cogénération ou de trigénération.

Centrales avec turbines à combustion

Au cœur d'une turbine à combustion, l'inflammation du combustible (gazeux, liquide ou solide fluidisé) provoque la détente de l'air admis. Dans son expansion, celui-ci provoque la rotation des roues de la turbine, qui entraîne à son tour un alternateur accouplé. L'alternateur transforme enfin l' énergie mécanique de la turbine en énergie électrique.

Centrales avec turbines à vapeur

Le fonctionnement d'une centrale à turbine à vapeur est similaire, le fluide de travail étant de la vapeur d'eau au lieu de l'air. La source chaude ( fission nucléaire, charbon, incinération...) chauffe (directement ou indirectement) de l'eau, qui passe de l' état liquide à l'état vapeur. La vapeur ainsi produite est admise dans la turbine, qui entraîne un alternateur.

À la sortie de la turbine, la vapeur est condensée dans un condenseur alimenté par une source froide ( eau de mer, eau douce de rivière…) et se retrouve à l'état liquide. Le condensat obtenu est enfin renvoyé dans le système d'alimentation en eau pour un nouveau cycle de vaporisation [a].

Les principaux composants d'une centrale thermique sont :

Le principe simplifié de fonctionnement est le suivant :

  1. l' eau déminéralisée contenue dans la bâche alimentaire y est dégazée, avant d'être envoyée par les « pompes alimentaires » [b] vers la chaudière ;
  2. la chaudière transfère la chaleur, dégagée par la combustion, à l'eau qui se transforme en vapeur surchauffée sous pression ;
  3. la vapeur ainsi produite est injectée dans la turbine où elle se détend avant de rejoindre le condenseur. L' énergie cinétique générée par la détente de la vapeur provoque la rotation des roues de la turbine, qui entraîne l' alternateur ;
  4. refroidie dans le condenseur par une circulation d'eau d'un circuit secondaire (eau de mer, eau de rivière…) la vapeur retourne à l'état liquide et est renvoyée à la bâche alimentaire d'où elle repart pour un nouveau cycle.

En pratique, le fonctionnement est un peu plus complexe car plusieurs dispositifs sont prévus pour améliorer le rendement. Par exemple :

  • la turbine a généralement 2 corps (HP - haute pression - et MP - moyenne pression) et la détente de la vapeur s'effectue en 2 étages. Entre les deux, la vapeur retourne à la chaudière pour y être « resurchauffée » ;
  • divers soutirages de vapeur sont prévus permettant le réchauffage de l'eau alimentaire (eau retournant à la chaudière après son passage en turbine et sa condensation) avant son admission dans la chaudière.
Diagramme d'une centrale à charbon « standard »
1. Tour aéroréfrigérante 10. Vanne de contrôle de vapeur 19. Surchauffeur
2. Pompe de la tour aéroréfrigérante 11. Turbine à vapeur (corps haute pression) 20. Ventilateur d'air primaire
3. Ligne de transmission triphasée 12. Bâche alimentaire avec dégazeur 21. Resurchauffeur
4. Transformateur élévateur de tension 13. Préchauffeur d'eau de chaudière 22. Prise d'air de combustion
5. Alternateur 14. Convoyeur à charbon 23. Économiseur
6. Turbine à vapeur(corps basse pression) 15. Trémie à charbon 24. Réchauffeur d'air
7. Pompe d'extraction des condensats 16. Broyeur à charbon 25. Électro-filtre
8. Condenseur 17. Ballon de la chaudière 26. Ventilateur de tirage
9. Turbine à vapeur (corps moyenne pression) 18. Trémie à mâchefers 27. Cheminée

Cogénération

La cogénération consiste à produire conjointement de l'électricité et de la chaleur destinée à un procédé industriel ou au chauffage urbain, afin d'améliorer le rendement global d'une centrale thermique [1]. Pour ce faire, des échangeurs de chaleur récupèrent une partie de l’ énergie fatale des gaz brûlés ou de l'eau de refroidissement pour améliorer le rendement de l'ensemble.

Types

Les centrales thermiques se répartissent en trois grandes catégories, selon la nature de leur source de chaleur :

Centrales avec chaudière

Centrales nucléaires

Article détaillé : Centrale nucléaire.

Centrales thermiques à flamme

Dans les centrales à flamme, le combustible est brûlé dans une chaudière, la chaleur ainsi dégagée produit de la vapeur d'eau sous pression, qui entraîne la turbine à vapeur.

Centrales au charbon
Centrale électrique à charbon. La mise à l'arrêt d'un des électro-filtres entraîne l'émission de la fumée brune.

Les centrales thermiques au charbon sont les plus répandues dans le monde, notamment dans les pays ayant d'importantes réserves de charbon ( Inde, Chine, États-Unis, Allemagneetc.).

Elles assurent encore en 2016 environ 40 % de la production mondiale d'électricité, mais les mises en chantier de centrales au charbon ont chuté de 62 % en 2016, à 65  GW, et le nombre de projets annoncés et ayant obtenu un permis a chuté de 48 % entre le début 2016 et le début 2017, à 569  GW. Les capacités installées ont cependant continué à croître en 2016, avec 1 964  GW, soit +3 % ; la puissance des centrales achevées dans l'année est encore trois fois supérieure à celle des centrales fermées, qui atteint pourtant un niveau record. Les projets gelés en attente de décisions politiques ou économiques atteint 607  GW [2].

De quelques dizaines de MW au milieu du XXe siècle, leur puissance unitaire a rapidement augmenté pour maintenant dépasser 1 000  MW. Parallèlement à la croissance de leur puissance unitaire, leur rendement a été amélioré grâce à l'augmentation de la pression et de la température de la vapeur utilisée. Des valeurs usuelles de 180 bars et 540  °C que l'on rencontrait dans les années 1970, on atteint désormais des valeurs supercritiques de plus de 250 bars et 600  °C.

Elles ont ainsi pu conserver une certaine compétitivité [3], [4] par rapport à d'autres types de centrales. [Lesquelles ?]

Plusieurs dispositifs diminuent leurs rejets polluants. Les poussières ( suies) contenues dans les fumées sont captées dans des électro-filtres (ou dans certains pays, par des filtres à manches), les oxydes de soufre (SO2, SO3) sont piégés dans des unités de désulfuration (FGD en anglais : « flue gas desulfurization ») qui rendent la valorisation des cendres volantes moins difficile pour le génie civil [5], [6] et plus récemment sont apparus les équipements éliminant les oxydes d'azote (NOx) (SCR en anglais : « selective catalytic reduction »).

Des développements en cours concernent la capture du CO2 dans les centrales thermiques. C'est en effet la production d'électricité à partir de charbon qui est le principal émetteur de gaz à effet de serre au monde. Plusieurs technologies sont étudiées en parallèle :

  1. la pré-combustion (essentiellement aux États-Unis, fervents défenseurs de l'IGCC (integrated gasification combined cycle), c'est-à-dire en utilisant la gazéification du charbon [7]),
  2. l' oxycombustion (combustion à l'oxygène pur, et non à l'air, ce qui, en outre, diminue la formation d'oxydes d'azote) ;
  3. la capture en post-combustion (c'est-à-dire captage du CO2 dans les fumées, par réaction avec des amines ou de l' ammoniaque). Ces dernières techniques sont les plus avancées, bien qu'encore à l'état de prototypes.

Toutes ces techniques ont le désavantage de consommer beaucoup d'énergie et donc de faire chuter le rendement net d'une dizaine de points.

En France, depuis 2004, le charbon n'est plus extrait des mines [8], mais du charbon d'importation reste utilisé pour la production d'électricité d'origine thermique en période de pointe. En 2016, avec 7,3  TWh, il a représenté 1,4 % de l'électricité produite en France et environ 13 % de l'électricité d'origine thermique non nucléaire [9].

Impacts environnementaux et sanitaires

Les centrales thermiques au charbon restent les premières sources d'émission de gaz à effet de serre, de gaz précurseurs de l'ozone troposphérique et de production de suies [10], notamment en Chine et aux États-Unis. Selon une étude, les centrales à charbon des 20 principaux pays de l’Union européenne auraient entraîné 23 000 morts prématurées en Europe en 2013, dont 1 380 en France ; les centrales à charbon françaises auraient provoqué 390 morts prématurées en Europe, dont 50 en France [11], [12], [13].

À titre d'exemple, selon l' Environmental Protection Agency, elles sont responsables de 28 % du nickel, 62 % de l' arsenic, 13 % des NOx, 77 % des acides, 60 % des aérosols acidifiant à base de SO2, 50 % du mercure et 22 % du chrome retrouvés dans les masses d'air des États-Unis (qui dérivent ensuite vers l' Europe au-dessus de l' Océan Atlantique). Dans ces pays industriellement avancés, par rapport aux incinérateurs médicaux et incinérateurs de déchets ménagers, ce sont les centrales thermiques au charbon qui ont le moins amélioré leurs performances globales en termes d'émission de mercure dans l'air ; leurs émissions par tonne de charbon brûlé n'ont diminué que de 10 % aux États-Unis en 15 ans (de 1990 à 2005), alors que les émissions de mercure des incinérateurs de déchets médicaux ont dans le même temps diminué de 98 % et celles des incinérateurs de déchets de 96 % [14].

Leurs eaux de refroidissement ou de rejets peuvent contenir des biocides à base de chlore ou de brome [15] et sont également souvent une source de réchauffement des eaux de surfaces ( pollution thermique, qui peut affecter la vie et certains équilibres aquatiques [16], [17], [18], [19]. Les cendres volantes du charbon polluent, dégradent les monuments [20] et peuvent contenir des radionucléides diffusés dans l'air ou via les résidus [21], [22].

Les centrales à charbon actives dans les pays du G7 risquent de coûter au monde 450 milliards de dollars par an d'ici à la fin du XXIe siècle, selon l'ONG Oxfam. La contribution du G7 au réchauffement climatique va coûter, rien qu'à l'Afrique, plus de 43 milliards de dollars par an d'ici les années 2080 et 84 milliards d'ici 2100. « Chaque centrale à charbon peut être considérée comme une arme de destruction du climat qui intensifie les conditions météorologiques changeantes, aux conséquences désastreuses sur les récoltes, accroît la hausse des prix alimentaires et, en fin de compte, augmente le nombre de personnes en proie à la faim [23] ».

Quelques pays très dépendants du charbon ont enclenché une sortie du charbon, dont par exemple la France, le Royaume-Uni, l'Italie et plus récemment l'Allemagne et le Chili. Ce dernier, qui accueillera fin 2019 la 25e conférence de l'ONU sur les changements climatiques (COP25), a annoncé en avril 2019 ne plus vouloir construire aucune centrale au charbon, puis en juin 2019 vouloir fermer, dans les cinq ans, huit de ses 28 centrales à charbon. Ces huit centrales représentent 20 % de la capacité énergétique du pays ; leur fermeture ramènera les émissions de CO2 du secteur électrique de 30  Mt/an (millions de t/an) à 4  Mt/an ; les centrales au charbon totalisent 5 500 mégawatts et produisent 40 % de l'électricité du pays. Le plan énergétique chilien vise 100 % d'électricité d'origine renouvelable d'ici 2040. Le président Sebastián Piñera a cependant précisé que le pays conserverait ces centrales en « réserve stratégique » [24].

Centrales à charbon à pollution réduite

Les chaudières à lit fluidisé circulant sont développées depuis 1980. Leur température de foyer beaucoup plus basse (850  °C) diminue la formation de d' oxyde d’azote (NOx), et du calcaire ajouté dans leur lit réagit avec les oxydes de soufre. La production de vapeur y est donc moins polluante et on rencontre le terme de « charbon propre » pour les caractériser. Cependant, leur taille actuelle (300 à 400  MW) ne leur permet pas de concurrencer les chaudières conventionnelles de fortes puissances.

Plus récemment s'est développée la technologie des centrales au charbon à haut rendement, dites « supercritiques », où l’eau est soumise à une température et à une pression telles qu’elle passe directement d’un état liquide à gazeux : les gains d’efficacité de cette opération permettent de réduire les besoins en combustible, et donc les rejets dans l’atmosphère de CO2 liés à la combustion du charbon. Plus la température et la pression augmentent, plus le gain en termes d’efficacité est important, de même que la réduction de l’impact environnemental. Une centrale est dite « supercritique » quand la température dépasse 565 degrés et la pression 250 bars. Au-delà de 300 bars et de 585°C, la centrale est dite « ultra-supercritique » et permet de réduire d’environ 20 % le combustible utilisé, donc de 20 % les rejets carbonés (CO2), mais aussi de diviser par sept les rejets d’ oxyde d’azote (NOx) et par plus de dix les émissions d’ oxyde de soufre (SOx). Par exemple, EDF et l’électricien China Datang Corporation (CDT) ont mise en service en 2016 la première centrale au charbon à haut rendement exploitée par EDF. La technologie utilisée offre un rendement de près de 44 % (contre 35 % pour une centrale au charbon classique), ainsi qu’un impact réduit sur l'environnement : 800  g/kWh d’émissions de CO2 contre 900  g/kWh pour une centrale au charbon classique ; 100 mg/Nm3 d’émissions de NOx et d’oxyde de soufre (SOx), contre respectivement 720  mg/Nm3 et 1 300  mg/Nm3 pour une centrale au charbon sans traitement des fumées [25].

Avenir des centrales au charbon en Europe

La part du charbon et du lignite dans la production d'électricité de l' Union européenne a chuté de 21 % entre 1990 et 2014, soit 1 % par an, d'après les chiffres de l' Agence européenne pour l'environnement [26].

En 2016, 16 centrales à charbon ont été fermées en Europe et 293 sont encore en activité. Près de 40 devraient fermer dans les années à venir en Finlande, en France, en Italie, aux Pays-Bas, au Portugal et au Royaume-Uni, étant donné que ces pays ont choisi de sortir du charbon d'ici 2030 au plus tard.

En France, pays qui possède quatre centrales à charbon [27], dont cinq unités de production [28], l'abandon du charbon devrait intervenir en 2022 [29]. En effet, Emmanuel Macron déclare : « d'ici à la fin du quinquennat, j'aurai fermé toutes les centrales à charbon ». Une mission interministérielle est chargée de préparer cette échéance [28]. Toutefois, l'abandon du charbon ne sera pas simple du fait que ces quatre centrales thermiques jouent un rôle majeur pour passer les pointes hivernales en France et emploient plus d’un millier de salariés [30].

Les experts de Climate Analytics  (en) soulignent que deux pays, l' Allemagne et la Pologne, possèdent 51 % des capacités installées et sont responsables de 54 % des émissions issues des centrales à charbon. « Il y a une disparité croissante entre les États membres dans leur approche de l'avenir du charbon », notent-ils, déplorant la construction ou les projets de centrales à charbon dans certains pays comme la Pologne et la Grèce [26].

Le , une trentaine d'association écologistes ont lancé la campagne « Europe Beyond Coal » pour « accélérer la sortie du charbon dans toute l'Union européenne [29] ».

Centrales au fioul

Ce type de centrale brûle du fioul dans une chaudière produisant de la vapeur, laquelle fait tourner une turbine qui entraîne un alternateur pour produire de l'électricité.

Son fonctionnement est tout à fait semblable à celui décrit pour les centrales au charbon, les principales différences affectant uniquement la chaudière et ses auxiliaires, ceux-ci étant spécifiques pour un combustible liquide.

Centrales au gaz
Centrale au gaz en Allemagne

Dans certains pays producteurs de gaz naturel, on trouve encore d'anciennes centrales semblables aux centrales au fioul, mais utilisant du gaz comme combustible, au lieu du fioul, pour produire la vapeur alimentant la turbine. Leur fonctionnement est identique, mais la chaudière est spécifiquement dimensionnée pour ce combustible gazeux. Depuis les années 1990 et l'essor des turbines à combustion (en cycle simple ou en combiné), ce genre de centrales se raréfie au profit des centrales avec turbines à combustion, en particulier du fait du meilleur rendement de ces turbines en cycle combiné.

Centrales à turbines à combustion

La terminologie française turbine à gaz ou TAG, issue de la traduction littérale du terme anglo-saxon gas turbine, peut porter à confusion car ce type de machine peut utiliser des combustibles gazeux (gaz naturel, butane, propane, etc.) mais aussi liquides (depuis les plus volatils comme le naphta, l'alcool, en passant par le kérosène ou le fioul domestique), jusqu'aux combustibles les plus visqueux (fuels lourds ou résiduels, voire du pétrole brut). Pour éviter cette ambiguïté, il faut préférer l'appellation turbine à combustion ou TAC, plus exacte.

On distingue :

  • les centrales à cycle simple, constituées d'une turbine à combustion fonctionnant au combustible liquide ou gazeux entraînant un alternateur. Elles sont surtout utilisées comme centrales de pointe, pour assurer un complément de production en cas de forte demande ponctuelle (heures de pointes) ;
  • les centrales à cycle combiné, dont le rendement énergétique est amélioré. Dans ces centrales, une chaudière de récupération permet d'exploiter la chaleur sensible résiduelle contenue dans les fumées à l'échappement de la turbine à combustion, pour produire de la vapeur alimentant une turbine à vapeur. Celle-ci peut soit entraîner un second alternateur sur une deuxième ligne d'arbre (on parle alors de cycle combiné à lignes d'arbres séparées), soit être installée sur la même ligne d'arbre que la turbine à combustion (on parle alors de cycle combiné à une seule ligne d'arbre). Cette dernière configuration, disponible chez plusieurs constructeurs mondiaux, dépasse en 2012 un rendement de 61 % [réf. nécessaire] et la régulation de puissance peut en être optimisée [ réf. souhaitée] pour compenser les variations rapides de puissance de champs d'éoliennes (variations de la force du vent) ou de champs de panneaux photovoltaïques (passages de nuages).

Les progrès récents [Quand ?] faits dans la réalisation des turbines à combustion de moyenne puissance permettent de les utiliser avantageusement pour réaliser de la cogénération voire la trigénération, par exemple en alimentant un réseau de chaleur [réf. nécessaire].

Centrale solaire

Article détaillé : Centrale solaire thermodynamique.

Centrale géothermique

Article détaillé : Centrale géothermique.

Notes et références

Notes

  1. En thermodynamique, domaine qui étudie les échanges de chaleur, le deuxième principe démontre qu'une source chaude et une source froide sont absolument nécessaires pour transformer un échange de chaleur en travail avec une machine thermique.
  2. Terme consacré par l'usage chez les constructeurs : ce sont les pompes haute pression qui font circuler l'eau dans l'installation.

Références

  1. « Cogénération CHP », sur Clarke Energy (consulté le 21 octobre 2014).
  2. « Charbon : les mises en chantier de centrales se sont effondrées », Les Échos, 22 mars 2017.
  3. (en) Peltier R. (2003) Coal plants work to stay competitive, compliant. Power, 147(1), 35-45.
  4. (en) Klebes, J. (2007). High-efficiency coal-fired power plants based on proven technology. VGB powertech, 87(3), 80-84.
  5. Delsol C. (1995) Perspectives d'emploi en génie civil des cendres volantes de centrales thermiques équipées de systèmes de désulfuration primaire (Doctoral dissertation).
  6. Vaquier, A., & Carles-Gibergues, A. (1970). Sur l'importance des sulfates dans le caractère pouzzolanique d'une cendre volante silicoalumineuse de centrale thermique. Revue des Matériaux de Construction, (662).
  7. (en) D. Vamvuka, « Gasification of coal », Energy exploration & exploitation, 17(6), p. 515-581, 1999.
  8. « Le 24 avril 2004, la dernière mine de charbon française fermait en Lorraine », sur nordeclair.fr, 21 décembre 2010 (consulté le 15 juillet 2016).
  9. « Le parc progresse de près de 1 700  MW », RTE, 2016 (consulté le 8 novembre 2017).
  10. Jean Roussy, « Études expérimentales du comportement en décharge de suies de centrale thermique », Journal français d’hydrologie, vol. 21, no 2,‎ , p. 217-228.
  11. Rémi Barroux, « Le charbon entraîne 23 000 morts prématurées en Europe chaque année », Le Monde,
  12. (en) Weronika Piestrzyńska, The effect of CEE coal power plants on health, air quality and climate change, Varsovie, Health and Environment Alliance Polska, , 21  p. ( lire en ligne [PDF]).
  13. (en) James Hansen, Lifting Europe’s Dark Cloud : How Cutting Coal Saves Lives, European Environmental Bureau (EEB), Sandbag  (en), Climate Action Network  (en) (CAN) Europe, Health and Environmental Alliance (HEAL), WWF European Policy Office, , 44  p. ( lire en ligne [PDF]).
  14. (en) « Cleaner Power Plants », sur Environmental Protection Agency.
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  16. Barbier, B., & Champ, P. (1974). Résistance des gammares de la Seine aux élévations de température. Bulletin Français de Pisciculture, (255), 67-71.
  17. Bourgade, B. (1977). Impact des rejets thermiques sur les populations phytoplanctoniques aux abords de la centrale thermique EDF Martigues-Ponteau. Tethys, 8(1), 47-62.
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Voir aussi

Articles connexes

Bibliographie

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