Centrale thermique

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

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 combustion[modifier | modifier le code]

Dans le cas d'une centrale avec turbine à combustion, l'énergie fournie par la combustion du combustible (liquide ou gazeux) permet la mise en rotation d'un arbre qui entraine un alternateur produisant le courant électrique. La cogénération permet de récupérer une partie de l’énergie des gaz brulés pour améliorer le rendement de l'ensemble.

Types[modifier | modifier le code]

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

Centrales avec chaudière[modifier | modifier le code]

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 qui produit de l'électricité ;
  • soit dans une turbine à combustion (turbine à gaz) qui entraîne un alternateur.
Centrales thermiques au charbon[modifier | modifier le code]
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.).

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 »).

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 -"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 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, 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 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[9].

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[Quoi ?] y est dégazée, avant d'être envoyée par les pompes alimentaires[Quoi ?] 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[Quoi ?] 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 avec chaudières au gaz[modifier | modifier le code]
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 comme combustible du gaz au lieu du fioul pour produire la vapeur alimentant la turbine à vapeur. 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 cycle combiné), ce genre de centrales se raréfie au profit des centrales avec turbines à combustion.

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

Il faut noter que la terminologie française turbine à gaz est issue de la traduction directe du terme anglo-saxon gas turbine et peut porter à confusion : en effet, ce type de machine peut utiliser soit du combustible gazeux (gaz naturel, mais aussi butane ou propane), soit du combustible liquide (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 ambigüité, il faut préférer l'appellation turbine à combustion.

Les centrales brûlant du combustible gazeux ou liquide constituent une part importante de la production d'électricité dans les pays producteurs de gaz naturel ou de pétrole et dans certains pays européens.

On distingue :

  • les centrales conventionnelles fonctionnant comme les centrales au fioul, mais brûlant du gaz au lieu du fioul. (voir ci-dessus : centrales avec chaudières au gaz). Elles sont peu répandues, sauf dans les pays possédant des ressources gazières importantes et sont progressivement remplacées par les centrales à turbine à combustion.
  • les centrales à turbine à combustion qui comprennent :
    • 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, de plus en plus répandues grâce à leur rendement énergétique plus élevé. Dans ces centrales, une chaudière de récupération permet d'exploiter la chaleur sensible contenue dans les fumées à l'échappement de la turbine à combustion, pour produire de la vapeur alimentant une turbine à vapeur qui 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 %, et la régulation de puissance peut être optimisée 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 d'utiliser avantageusement les centrales au gaz pour réaliser de la cogénération, ou la trigénération.

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[10], 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 %[11].

Leurs eaux de refroidissement ou de rejets peuvent contenir des biocides à base de chlore ou de brome[12] et sont également souvent une source de réchauffement des eaux de surfaces (pollution thermique, qui peut affecter la vie et certains équilibres aquatiques[13],[14],[15],[16]. Les cendres volantes du charbon polluent, dégradent les monuments[17] et peuvent aussi contenir des radionucléides diffusés dans l'air ou via les résidus[18],[19].

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 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 »[20].

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. Le 24 avril 2004, la dernière mine de charbon française fermait en Lorraine, sur nordeclair.fr du 21 decembre 2010, consulté le 15 juillet 2016.
  9. [PDF]bilan énergétique français 2011 - RTE, sur rte-france.com.
  10. 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.
  11. EPA (U.S. Environmental Protection Agency) (), Cleaner Power Plants / Controlling Power Plant Emissions : Mercury-Specific Activated Carbon Injection (ACI)
  12. Fellers, B. D., Flock, E. L., & Conley, J. C. (1988). Bromine replaces chlorine in cooling-water treatment. Power, 132(6), 15-20.
  13. Barbier, B., & Champ, P. (1974). Résistance des gammares de la Seine aux élévations de température. Bulletin Français de Pisciculture, (255), 67-71.
  14. 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.
  15. 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.
  16. 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.
  17. 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).
  18. 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.
  19. Tadmor, J. (1986). Atmospheric release of volatilized species of radioelements from coal-fired plants. Health physics, 50(2), 270-273.
  20. [green-business-20150609 Charbon : une bombe à retardement de 450 milliards de dollars ?], La Tribune du 6 juin 2015.

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).