Centrale thermique

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Centrale thermique EDF de Porcheville
Chaudières (en démolition) de la centrale thermique de Pont-sur-Sambre
Centrale thermique près de Richemont

Une centrale thermique est une centrale électrique qui produit de l'électricité à partir d'une source de chaleur selon le principe des machines thermiques. Certaines installations utilisent une partie de cette chaleur pour d'autres applications : on parle alors de cogénération.

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

Fonctionnement[modifier | modifier le code]

Centrales avec turbines à vapeur[modifier | modifier le code]

La source chaude chauffe (directement ou indirectement) de l'eau qui passe de l'état liquide à l'état vapeur, la vapeur ainsi produite est admise dans une turbine à vapeur où sa détente provoque la rotation des roues de la turbine, accouplée à un alternateur qui transforme l'énergie mécanique de la turbine en énergie électrique. À la sortie de la turbine, la vapeur est condensée dans un condenseur alimenté par une source froide (eau de mer, eau de rivière…), elle se retrouve à l'état liquide et ce condensat est renvoyé dans le système d'alimentation en eau pour un nouveau cycle de vaporisation[1].

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[2].

Centrales avec turbines à gaz[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Centrale au gaz.

Types[modifier | modifier le code]

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

Centrales nucléaires[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Centrale nucléaire.

Centrales à flamme[modifier | modifier le code]

Dans les centrales à flamme, le combustible est brûlé

  • soit dans une chaudière utilisant la chaleur dégagée par la combustion pour produire de la vapeur d'eau sous pression, qui entraîne la turbine accouplée à l'alternateur,
  • soit dans une turbine à combustion turbine à gaz qui entraîne un alternateur.

Centrales à flamme avec chaudière[modifier | modifier le code]

Centrales thermiques au charbon[modifier | modifier le code]

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, Allemagne, etc.).

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.

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

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 »).

Une technologie développée depuis 1980 est celle des chaudières à lit fluidisé circulant ; leur température de foyer beaucoup plus basse (850 °C) diminue la formation de 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 (300-400 MW) ne leur permet pas de concurrencer les chaudières conventionnelles de fortes puissances.

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, 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 prototype.

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, le charbon n'est plus extrait des mines. Du charbon d'importation reste utilisé pour la production d'électricité d'origine thermique en période de pointe. En 2011, avec un peu plus de 13 TWh, il a représenté environ 2,5 % de l'électricité produite en France et environ 30 % de l'électricité d'origine thermique non nucléaire[8].

Les principaux composants d'une centrale thermique au charbon sont :

  • la chaudière et ses auxiliaires (broyeurs, dépoussiéreur électrostatique, évacuation des cendres…)
  • le groupe turbo-alternateur
  • le condenseur
  • le poste d'eau (réchauffage de l'eau alimentaire)
  • le poste électrique (transformateurs…)

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 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 admise dans la turbine où elle est détendue avant de rejoindre le condenseur. 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 d'où elle repart pour un nouveau cycle.

En fait, 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 avant son admission dans la chaudière.

Ce principe de fonctionnement, décrit pour les centrales à charbon (cas le plus fréquent) est le même pour toutes les centrales thermiques avec turbine à vapeur, mais utilisant d'autres combustibles (fioul, gaz, incinération, etc.).

Diagramme d'une centrale à charbon « standard »
1. Tour de refroidissement 10. Vanne de contrôle de vapeur 19. Surchauffeur
2. Pompe de la tour de refroidissement 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

Centrales au fioul[modifier | modifier le code]

Ce type de centrale brûle du fioul dans une chaudière produisant de la vapeur. Cette vapeur fait tourner une turbine qui entraîne un alternateur et produit 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[modifier | modifier le code]

Dans certains pays producteurs de gaz naturel, on trouve encore d'anciennes centrales semblables aux centrales au fioul, mais utilisant comme combustible du gaz au lieu du fioul. Leur fonctionnement est identique, mais la chaudière est spécifiquement dimensionnée pour ce combustible gazeux.

Depuis les années 1990 et l'essor des turbines à gaz (en cycle simple ou en cycle combiné), ce genre de centrales se raréfie au profit des centrales avec turbines à combustion.

Centrales à flamme avec turbines à combustion[modifier | modifier le code]

Ces centrales peuvent être à cycle simple soit à cycle combiné.

Article détaillé : Centrale au gaz.

Centrale solaire[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Centrale solaire thermodynamique.

Centrale géothermique[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Géothermie.

Impacts environnementaux et sanitaires[modifier | modifier le code]

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[9], notamment en Chine et aux États-Unis.

À titre d'exemple, selon l'EPA elles sont responsables de 28 % du nickel, de 62 % de l'arsenic, de 13 % des NOx, de 77 % des acides de 60 % des aérosols acidifiant à base de SO2), de 50 % du mercure et de 22 % du chrome retrouvés dans les masses d'air des États-Unis (qui dérivent ensuite vers l'Europe au-dessus de l'Océan Atlantique). Et 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 de mercure 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 %[10].

Leurs eaux de refroidissement ou de rejets peuvent contenir des biocides à base de chlore ou de brome[11] et sont également souvent une source de réchauffement des eaux de surfaces (pollution thermique, qui peut affecter la vie et certains équilibres aquatiques[12],[13],[14],[15]. Les cendres volantes du charbon polluent, dégradent les monuments[16] et peuvent aussi contenir des radionucléides diffusés dans l'air ou via les résidus[17],[18].

Pour plus de détails, voir aussi le chapitre Enjeux environnementaux de l'article Production d'électricité.

Notes et références[modifier | modifier le code]

  1. La thermodynamique, qui étudie les échanges de chaleur, 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. Clarke Energy, « Cogénération (définition) », sur www.clarke-energy.com (consulté le 21 octobre 2014).
  3. Peltier R (2003) Coal plants work to stay competitive, compliant. Power, 147(1), 35-45.
  4. 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. Vamvuka, D. (1999) Gasification of coal. Energy exploration & exploitation, 17(6), 515-581.
  8. Source: bilan énergétique français 2011 - RTE
  9. Roussy, J. E. A. N. (1990). Études expérimentales du comportement en décharge de suies de centrale thermique. Journal français d’hydrologie, 21(2), 217-228.
  10. EPA (U.S. Environmental Protection Agency) (), Cleaner Power Plants / Controlling Power Plant Emissions : Mercury-Specific Activated Carbon Injection (ACI)
  11. Fellers, B. D., Flock, E. L., & Conley, J. C. (1988). Bromine replaces chlorine in cooling-water treatment. Power, 132(6), 15-20.
  12. Barbier, B., & Champ, P. (1974). Résistance des gammares de la Seine aux élévations de température. Bulletin Français de Pisciculture, (255), 67-71.
  13. 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.
  14. Leynaud, G., Allardi, J., JAMAIN, R., ROGGER, M., & SAVARY, M. (1974). Incidences d'un rejet thermique en milieu fluvial sur les mouvements des populations ichtyologiques. Bulletin Français de Pisciculture, (255), 41-50.
  15. Bordet F (1980) Influence de l'échauffement de l'eau par une centrale thermique sur la photosynthese en Seine au niveau de Porcheville. Cab. Lab. Hydrobinl. Montererzu, 10, 33-48.
  16. Ausset, P., Lefèvre, R., Philippon, J., & Venet, C. (1994) Présence constante de cendres volantes industrielles dans les croûtes noires d'altération superficielle de monuments français en calcaire compact. Comptes rendus de l'Académie des sciences. Série 2. Sciences de la terre et des planètes, 318(4), 493-499 (résumé).
  17. Jojo, P. J., Rawat, A., & Prasad, R. (1994). Enhancement of trace uranium in fly ash. The International journal of radiation applications and instrumentation. Part E. Nuclear geophysics, 8(1), 55-59.
  18. Tadmor, J. (1986). Atmospheric release of volatilized species of radioelements from coal-fired plants. Health physics, 50(2), 270-273.

Voir aussi[modifier | modifier le code]

Articles connexes[modifier | modifier le code]

Bibliographie[modifier | modifier le code]

  • Doyle, J. L., Wood, G. R., & Bondurant, P. D. (1993). Using laser-based profilometry to locate and measure corrosion fatigue cracking in boiler tubes. Materials evaluation, 51(5), 556-560.
  • Strauss, S. D., & Puckorius, P. R. (1984). Cooling-water treatment for control of scaling, fouling, corrosion. Power, 128(6), S1-S24 (résumé).
  • Susta MR & Luby P (1997) Combined cycle power plant efficiency: a prognostic extrapolation. Modern power systems, 17(4), 21-24.
  • Viswanathan, R., Armor, A. F., & Booras, G. (2004). A critical look at supercritical power plants. Power, 148(3), 42-49 (résumé).
  • Gormley C.H & Thompson S (2002) A lumped parameter NOx emissions model for a coal-fired power station. Journal of the Institute of Energy, 75(503), 43-51 (résumé).