Cycle combiné
L'expression cycle combiné (CC), déclinée en (CCPP pour combined cycle power plant), ou CCGT (combined cycle gas turbine) caractérise un mode combiné de production d'énergie ou une centrale utilisant plus d’un cycle thermodynamique.
Principes
Une turbine à gaz transforme une partie de l’énergie fournie par le combustible en énergie mécanique pouvant ensuite être convertie en électricité au moyen d'un générateur électrique.
Cette fraction (généralement moins de 50 %), dépend du cycle thermodynamique choisi ainsi que des températures supérieure et inférieure atteintes par le cycle.
Pour des températures données, le cycle de Carnot possède l’efficacité énergétique théorique maximale.
En combinant deux cycles, voire plus, tels que le cycle de Brayton et le cycle de Rankine, on peut augmenter l'efficacité énergétique du système. Les plus récentes centrales à cycle combiné au gaz atteignent ainsi des rendements sur pouvoir calorifique inférieur (PCI) de plus de 60 %, contre 37 % pour les centrales thermiques au gaz classiques[1].
Le gaz naturel et le fioul peuvent être utilisés directement. Il existe également des installations utilisant la gazéification d'autres combustibles comme le charbon : les centrales de type cycle combiné à gazéification intégrée (CCGI).
Les cycles combinés utilisant le gaz comme source primaire d'énergie
Une centrale à cycle combiné, généralement appelée CCGT (Combined Cycle Gas Turbine), ou TGV (Turbine Gaz-Vapeur), est une centrale thermique qui associe deux types de turbines : turbine à combustion et turbine à vapeur. Chacune de ces turbines entraîne une génératrice qui produit de l'électricité (configuration "multi-arbres" ou "multi-shaft") ou les deux types de turbines sont couplées à la même génératrice (configuration "single-shaft")
Les CCGT sont conçus pour un fonctionnement en semi-base (entre 2 000 et 6 000 h/an) et constituent un moyen d'ajustement du parc de production, concourant ainsi au bon fonctionnement du réseau électrique.
Dans une centrale à cycle combiné, la turbine à combustion est actionnée par les gaz issus de la combustion à haute température (jusqu'à 1 500 °C) . En sortie les fumées produites par la combustion sont encore suffisamment chaudes (entre 400 °C et 650 °C environ) pour permettre de générer de la vapeur dans une chaudière au moyen d'échangeurs de chaleur. La vapeur ainsi produite entraîne une turbine à vapeur. Il est enfin nécessaire de disposer d'une source froide (eau de rivière - eau de mer - aéroréfrigérant) pour évacuer la chaleur nécessairement produite par le cycle vapeur (second principe de la thermodynamique). Différentes configurations de centrale sont possibles : on peut par exemple soit avoir une turbine à combustion, une turbine à vapeur et un alternateur sur la même ligne d'arbre, soit avoir une turbine à combustion avec son alternateur et une turbine à vapeur avec son alternateur, soit deux turbines à combustion avec chacune son alternateur et une turbine à vapeur avec son alternateur. De façon approximative, la turbine à vapeur a une puissance égale à 50 % de celle de la turbine à combustion à laquelle elle est associée.
La configuration "multi-arbres" a l'avantage de permettre le démarrage et la montée en puissance rapides des turbines à combustion, la turbine à vapeur ayant généralement des temps de démarrage et de montée en puissance plus grands. La configuration "single-shaft" diminue le nombre de machines, donc l'encombrement, mais démarre plus lentement.
La technologie des cycles combinés date de la fin des années 1970. En France, le premier exemple a été construit en 1980 dans une papeterie. Grâce à une turbine à combustion de 25 MW et une turbine à vapeur (à contre-pression) de 9 MW, l'installation fournissait la totalité de l'électricité et de la vapeur "process" nécessaire au fonctionnement de la papeterie.
L'évolution favorable du prix du combustible gazeux ou liquide par rapport au prix du charbon et la mise sur le marché de turbines à combustion de beaucoup plus forte puissance a provoqué, dans les années 1990 un fort engouement mondial (France exceptée) pour cette technologie.
Les dernières évolutions (2011) chez les grands constructeurs mondiaux sont faites pour améliorer le rendement à charge partielle des turbines à combustion ainsi que les prises et lâchers de charge rapides du cycle combiné : cela permet de garder le CCGT en service à charge partielle à un coût raisonnable lorsque l'énergie du réseau vient de centrales solaires ou éoliennes, mais de compenser très rapidement les variations de puissance en cas de disparition brutale du soleil (passage de nuages) ou du vent, ou de forte demande ponctuelle du réseau (client).
Cycles combinés gaz et environnement
Les CCGT permettent de réduire de 50 % les émissions de CO2, de diviser par trois les oxydes d'azote (NOx) et de supprimer les rejets d'oxydes de soufre (SO2) par rapport aux moyens de production thermique à flamme « classiques »[2]. En outre, lorsque la combustion utilise du gaz naturel, cela ne produit ni particules de poussières, ni odeurs ; malgré leur nom, la plupart des turbines dites "à gaz" peuvent brûler divers combustibles liquides, et c'est la teneur en soufre du combustible utilisé qui provoque la présence d'oxydes de soufre à l'échappement. L'utilisation du gaz naturel comme combustible dans les CCGT présente donc des avantages notables en termes de pollution atmosphérique[3].
Concernant le processus de refroidissement, la technologie du refroidissement du circuit par air de la partie turbine à vapeur, si elle est choisie, permet de limiter les consommations d’eau de manière significative par rapport aux centrales du même type utilisant le refroidissement par eau, et permet également d'éviter d'influer sur la température des cours d'eau ou des étendues d'eau concernés[4].
Pour certains partisans de la sortie du nucléaire[5], les cycles combiné gaz, au côté de l'efficacité énergétique et des énergies renouvelables, constituent un recours indispensable.
Les centrales électriques à cycle combiné gaz en France (CCG)
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La part de la production électrique à partir de gaz dans le mix énergétique français reste très modeste (1 %), comparée à celle de ses voisins (40 % en Italie, 35 % au Royaume-Uni, en Espagne et en Autriche). Toutefois, les CCG sont désormais clairement inscrits dans les objectifs français en matière de production d'énergie : l'arrêté du 15 décembre 2009 relatif à la programmation pluriannuelle des investissements en électricité[6] prévoit ainsi de moderniser le parc de production d'électricité à partir d'énergies fossiles en vue d'en réduire les impacts environnementaux. Afin d'accompagner ce programme de modernisation, l'article 3 de cet arrêté prévoit notamment la réduction de moitié du parc de centrales à charbon, trop émetteur de CO2, et que "le parc centralisé de production d'électricité à partir de gaz naturel sera développé".
La programmation pluriannuelle des investissements en électricité 2009[7] retient comme hypothèse la réalisation d'au moins dix CCGT à l'horizon 2012.
Centrales récemment construites ou prévues
La fin des années 2000 et le début des années 2010, avec l'ouverture du marché de la production électrique, un différentiel important entre les prix du gaz et de l'électricité ont vu de nombreux projets de centrales à cycle combiné se monter en France. Mais à partir de 2013, la baisse du prix de l'électricité associée à une hausse du prix du gaz et à une baisse du prix du charbon (rendant le fonctionnement des centrales à charbon plus économiquement intéressantes) ont entraîné le gel de plusieurs de ces projets et la "mise sous cocon" de quelques centrales.
Les principales centrales à cycle combiné en fonctionnement ou en phase de développement sont les suivantes :
- Le premier exemplaire de forte puissance de CCGT construit en France a été la centrale de DK6 active depuis mars 2005 à Dunkerque, avec une capacité de 790 MWe. Elle brûle du gaz naturel et des gaz sidérurgiques provenant de l'usine Sollac proche.
- Poweo a construit une CCGT à Pont-sur-Sambre (Nord) de 412 Mégawatt, active entre 2009 et 2014. Le groupe a également construit une autre centrale à cycle combiné gaz de 413 Mégawatt à Toul, mis en service début 2013 mais également mis en sommeil en 2014 pour des raisons économiques.
- GDF-SUEZ a construit CycoFos 424 (MWe) mis en service début 2010. CombiGolfe d'Electrabel (GDF-SUEZ) a ajouté une capacité de 432 MWe à Fos-sur-Mer et a mis en service, en avril 2011, la centrale de Montoir-de-Bretagne (Loire-Atlantique) qui ajoute 435 MWe de capacité.
- La SNET (groupe E.ON) a construit deux groupes sur son site de la centrale Émile Huchet à Saint-Avold (Lorraine) totalisant 860 MWe (2x430 MWe).
Elle prévoyait également la construction plusieurs groupes de cycles combinés gaz à l’horizon 2010-2015 sur les sites de ses trois autres centrales à charbon historiques (Hornaing, Lucy et Provence), ainsi que sur le site de Lacq (Pyrénées-Atlantiques); mais ces projets semblent abandonnés, notamment ceux d'Hornaing (site fermé en 2013[8]) et de la centrale de Lucy dont le site, qui héberge une centrale au charbon, doit fermer en mars 2014[9]. - L'énergéticien suisse Alpiq, via sa société 3CB[10](Centrale à Cycle Combiné de Bayet), exploite une centrale de 408 MWe à Bayet (Allier), près de Saint-Pourçain-sur-Sioule, depuis juin 2011. Alpiq avait développé à Monchy-au-Bois (Pas-de-Calais) un second projet[11] qui disposait de toutes les autorisations administratives requises mais a été mis en sommeil pour raisons économiques.
- Trois cycles combinés ont été construits par EDF à Martigues et Blénod-lès-Pont-à-Mousson. Le site de Martigues possède deux cycles combinés de 465 MW chacun équipés d'une post-combustion, ils réutilisent les turbines à vapeur des anciennes unités chauffées au fioul. Le site de Blénod-lès-Pont-à-Mousson possède un CCGT de 430 MW qui a été mis en service en février 2012[12]. Une centrale est en cours de construction à Bouchain dans le Nord dont la mise en service est prévue à l'été 2016. Elle remplacera la centrale au charbon située sur le même site et qui doit fermer en avril 2015.
- Direct Energie porte un projet sur la commune de Verberie (Oise) qui est bloqué (2013) suite à un rejet du projet lors de l'enquête publique[13]. Direct Énergie mène un autre projet pour un CCGT à Hambach (Moselle) qui est retardé par un refus en 2012 du permis de construire par le tribunal administratif de Strasbourg[14] et enfin un projet en coopération avec Siemens à Landivisiau[15], dans le Finistère.
Rendement de la filière gaz
Le rendement global de la filière gaz pour la production électrique apparaîtrait plus faible si l'on tenait compte du transport, de la liquéfaction/gazéification et des stations de compression sur les gazoducs. L'approvisionnement des CCGT en gaz est délicat car la demande des clients de ces centrales varie fortement selon l'heure de la journée, et est plus forte, également quand les autres consommateurs en demandent le plus. Le volume modulé appelé par ces centrales électriques à gaz représenterait - selon une étude prospective publiée en mars 2010[16] - déjà 50 % du volume modulé des consommations des autres consommateurs desservis en France par le réseau GRT Gaz, et ce chiffre devrait doubler (s'élever à 100 % en 2012), puis quadrupler (200 % en 2020) si la tendance se confirmait, ce qui dépasserait largement les capacités actuelles de stockage de gaz et leur souplesse intra-journalière (dès 2011 peut être selon l'étude pour les mois de novembre-octobre). Une généralisation de la méthanisation des déchets urbains et de boues d'épuration offriraient une source de gaz supplémentaire, mais insuffisante, d'autant que ce gaz fait aussi l'objet d'une demande pour les véhicules. Une autre limite pourrait être les besoins de limiter les pertes en ligne des grands réseaux électriques centralisés et les émissions anthropiques de gaz à effet de serre, certains estimant toutefois qu'il sera moins difficile et plus "rentable" de décarboner les émissions de ces grosses centrales que celles de sources plus diffuses.
Une "concertation gaz" est menée sous l'égide de la Commission de régulation de l'énergie afin d'adapter le fonctionnement du réseau de transport de gaz français (modulations horaires, etc.) aux exigences de fonctionnement des CCGT. Le fonctionnement en semi base exige en effet de disposer d'une flexibilité infra-journalière en termes de consommation de gaz.
Notes et références
- Cycle combiné, sur le site thermodynamique.com, consulté le 3 mars 2013
- Qu’est-ce qu’un Cycle Combiné Gaz, sur le site energie.edf.com, consulté le 3 mars 2013
- [PDF] Déclaration de Dominique Voynet, Ministre de l'aménagement du territoire et de l'environnement, Assemblée nationale, 11 juin 1998 : "Le gaz naturel carburant présente de grands avantages notamment vis-à-vis de la pollution atmosphérique", sur le site lesdiscours.vie-publique.fr
- Exemple de CCGT à refroidissement par air, sur le site 3cb.fr
- : Dominique Voynet : "La baisse de la consommation d’électricité grâce à la sobriété et à l’efficacité, la montée en puissance par la production à partir des énergies renouvelables et la construction de centrales à gaz à cycle combiné à haut rendement - indispensable pour la pointe et la demi base et déjà en cours en France, mais pas par EdF - permettront de programmer au fur et à mesure la sortie du nucléaire", sur le site stop-epr.org
- arrêté du 15 décembre 2009 relatif à la programmation pluriannuelle des investissements en électricité, sur le site legifrance.gouv.fr
- [PDF] programmation pluriannuelle des investissements en électricité 2009, sur le site developpement-durable.gouv.fr
- « Eon confirme son projet "biomasse" à Gardanne mais lâche Hornaing », Usine Nouvelle, 28 septembre 2012 ; yahoo Actu
- La Centrale de Lucy fermera le 31 mars 2014 lejsl.com, février 2013
- 3CB
- 3CA
- Le premier Cycle combiné gaz (CCG) inauguré Blenot les PaM, février 2012
- Projet de centrale électrique à Verberie : c'est non. leparisien.fr, publié le 12 mars 2013
- Hambach : décision du tribunal administratif de Strasbourg centraleelectriquehambach.fr, 14 mars 2012
- http://www.landivisiau-lacentrale.com/
- étude de GRT Gaz citée par Enerpress, Le quotidien de l'énergie, 26 avril 2010 page 1, no 10.061
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