Centrale thermique

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.

Rotor d’une turbine 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[alpha 1].

Les principaux composants d'une centrale thermique sont :

• la bâche alimentaire ;
• le poste d'eau (réchauffage de l'« eau alimentaire ») ;
• la chaudière et ses auxiliaires (broyeurs, dépoussiéreur électrostatique, évacuation des cendres…) ;
• le groupe turbo-alternateur ;
• le condenseur ;
• 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 »[alpha 2] 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 deux corps (haute pression, HP, et moyenne pression, MP) et la détente de la vapeur s'effectue en deux 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. Électrofiltre
8. Condenseur	17. Ballon de la chaudière	26. Ventilateur de tirage
9. Turbine à vapeur (corps moyenne pression)	18. Trémie à mâchefers	27. Cheminée

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.

Dans ce type de centrale 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.

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

Vue intérieure de l'ancienne centrale thermique de Szombierki (pl), alimentée en charbon par la mine de Szombierki, en Silésie (Pologne).

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.).

Elles assuraient 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].

Pour la première fois, les capacités mondiales des centrales au charbon ont légèrement décliné au premier semestre 2020 : −3 GW sur un parc total de 2 047 GW, selon le rapport publié par Global Energy Monitor. Les fermetures ont totalisé 21 GW, dont 8 GW en Europe et 5 GW aux États-Unis ; les ouvertures ont atteint 18 GW, dont 11 GW en Chine et 1,8 GW au Japon. Au cours des deux dernières décennies, les capacités mondiales augmentaient en moyenne au rythme de 25 GW par semestre. La Chine concentre près de la moitié des projets de centrales (plus de 250 GW), suivie par l'Inde (65 GW), la Turquie et l'Indonésie. Au total, 190 GW de centrales à charbon sont en construction dans le monde et 332 GW supplémentaires sont programmés[3].

De quelques dizaines de MW au milieu du XX^e 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[4]^,[5] par rapport à d'autres types de centrales.^{[Lesquelles ?]}

Plusieurs dispositifs diminuent leurs rejets polluants. Les poussières (suies) contenues dans les fumées sont captées par des précipitateurs électrostatiques (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[6]^,[7] 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 le recours à la gazéification du charbon[8]) ;
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 le 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^{[réf. nécessaire]}.

En France, depuis 2004, le charbon n'est plus extrait des mines[9], 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[10].

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[11], 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[12]^,[13]^,[14].

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 %[15].

Leurs eaux de refroidissement ou de rejets peuvent contenir des biocides à base de chlore ou de brome[16] et sont également souvent une source de réchauffement des eaux de surfaces (pollution thermique, qui peut affecter la vie et certains équilibres aquatiques[17]^,[18]^,[19]^,[20]. Les cendres volantes du charbon polluent, dégradent les monuments[21] et peuvent contenir des radionucléides diffusés dans l'air ou via les résidus[22]^,[23].

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 XXI^e 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 »[24].

Quelques pays très dépendants au charbon ont enclenché une sortie de cette source énergie, dont par exemple la France, le Royaume-Uni, l'Italie et plus récemment l'Allemagne et le Chili. Ce dernier, qui devait accueillir fin 2019 la 25^e 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 tonnes par 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 »[25].

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 (NO_x), 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 (NO_x) et par plus de dix les émissions d’oxyde de soufre (SO_x). Par exemple, EDF et l’électricien China Datang Corporation (CDT) ont mis 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)[26], 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 NO_x et de SO_x, contre respectivement 720 mg/Nm³ et 1 300 mg/Nm³ pour une centrale au charbon sans traitement des fumées[26].

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[27].

En 2016, 16 centrales à charbon ont été fermées en Europe, dont la dernière centrale belge, faisant de la Belgique le premier pays d'Europe à sortir du charbon[28]. Cependant 293 centrales sont toujours en activité bien que près de 80 % ne soient plus rentables[29].

En 2017 la France possède encore quatre centrales à charbon[30], dont cinq unités de production[31], l'abandon du charbon devrait intervenir en 2022[32]. 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[31]. 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[33].

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[27].

Le 3 novembre 2017, une trentaine d'associations écologistes lancent la campagne « Europe Beyond Coal » pour « accélérer la sortie du charbon dans toute l'Union européenne[32] »^[Comment ?].

En 2019, pour la première fois en Europe, les centrales à gaz ont produit plus d'électricité que les centrales à charbon[34].

En 2020, la Suède et l'Autriche ferment leur dernière centrale, en avance sur leurs prévisions. EDP, énergéticien portugais, annonce sa sortie du charbon en 2021[28]. L'Espagne ferme 7 centrales en juin 2020, un an et demi après la fermeture des mines de charbon, pour éviter les coûts de leur adaptation aux réglementations européennes, et quatre des huit centrales restantes ont déposé leur demande d'autorisation de fermeture[35].

Près de 40 centrales devraient fermer dans les années à venir en Finlande, en France, en Italie, aux Pays-Bas, au Portugal et au Royaume-Uni, car ces pays ont choisi de sortir du charbon d'ici 2030 au plus tard.

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.

Centrale au gaz en Allemagne.

Centrale thermique de Duisburg-Huckingen 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. Le rendement du cycle combiné gaz de la centrale thermique de Bouchain dépasse ainsi 62 %[36].

En Europe, des centrales électriques de grande taille fonctionnent déjà à la biomasse, et pour certaines depuis 25 ans en Scandinavie. Plus récemment, pour la production électrique en voie thermique, la cogénération d’électricité et de chaleur remplace progressivement les centrales de production électrique pure. Mais dans certains pays, ou dans certaines régions, les opérateurs énergéticiens rencontrent des difficultés dans cette conversion, notamment du fait du manque d’infrastructures à même de valoriser la chaleur de cogénération, telles que les réseaux de chaleur. Afin d’avancer malgré cela dans la transition énergétique, et en attendant la mise en place progressive de ces infrastructures, les opérateurs font parfois le choix de convertir leurs moyens de production thermique existants du charbon à la biomasse. Ce fut le cas en de nombreux sites au Royaume-Uni, en Pologne, aux Pays-Bas ou dans des régions comme la Wallonie ou la Provence. Prévus pour des durées de fonctionnement d’une vingtaine d’années, ils permettent, durant cette période transitoire, d’une part d’avoir arrêté immédiatement le recours au charbon, et d’autre part de maintenir les capacités de production en attendant que les consommations d’électricité soient mieux maîtrisées et que d’autres dispositifs plus performants se mettent en place, comme la cogénération ou le stockage des énergies renouvelables intermittentes[37].

Parmi les centrales à biomasse les plus notables, on peut citer la centrale électrique de Drax (4 000 MW) au Royaume-Uni et la centrale thermique de Provence (150 MW) à Gardanne.

En France, au 31 décembre 2020, la puissance installée des centrales de la filière bioénergie atteint 2 171,5 MW, dont 680,3 MW (31,3 %) de centrales utilisant du bois et d'autres biocombustibles solides (+3,1 %). Ces centrales ont produit 9,6 TWh en 2020, soit 2,0 % de la production d'électricité du pays, dont 2,5 TWh pour les centrales à biomasse solide (bois, etc.)[38].

En février 2021, 500 scientifiques adressent une lettre ouverte aux dirigeants des États-Unis, de l'Union européenne, du Japon et de la Corée pour les mettre en garde contre le risque qu'un développement trop important de la filière bois énergie s'avère contre-productif en matière de lutte contre le réchauffement climatique. Les scientifiques encouragent les gouvernements à supprimer toute incitation qui encouragerait le bois énergie, que celui-ci soit issu ou non de leurs propres ressources forestières[39]^,[40]^,[41].

Un moteur à combustion interne (MCI) est un type de moteur à combustion dans lequel l'énergie thermique dégagée par la combustion est convertie en énergie mécanique.

Ce type de centrale peut utiliser des combustibles gazeux (gaz naturel, butane, propane, etc.), mais aussi liquides (depuis les plus volatils comme le naphta, l'alcool, jusqu'aux plus visqueux (fiouls lourds ou résiduels, voire du pétrole brut), en passant par le kérosène ou le fioul domestique).

La terminologie française « turbine à gaz » ou TAG, issue de la traduction littérale du terme anglais gas turbine, peut porter à confusion. L'appellation « turbine à combustion », ou TAC, plus exacte, permet d'éviter cette ambiguïté.

On distingue deux types de centrales.

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

Leur rendement énergétique est amélioré par l'ajout d'une chaudière de récupération. Celle-ci exploite 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. Cette dernière peut à son tour 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, atteint un rendement de 60 %[42].

Certaines centrales électriques thermiques utilisent des moteurs Diesel pour entraîner les alternateurs.

En France, c’est le cas des zones non interconnectées au réseau métropolitain continental (systèmes électriques en Corse, Guadeloupe, Martinique, à La Réunion, Mayotte, Nouvelle-Calédonie, etc.).

• 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).

• Notices d'autorité :

  • Gemeinsame Normdatei
• Notices dans des dictionnaires ou encyclopédies généralistes :

  • Encyclopædia Britannica
  • Gran Enciclopèdia Catalana

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