Cycle combiné

Principe de fonctionnement d'un cycle combiné multi-arbres.

Une turbine à combustion 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 théorique 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 centrales à cycle combiné avec turbine à combustion fonctionnant au gaz les plus récentes atteignent ainsi des rendements sur pouvoir calorifique inférieur (PCI) de plus de 60 % (centrale thermique de Bouchain avec 62,22 % en mars 2016 , centrale japonaise de Chubu Electric Power’s Nishi-Nagoya Thermal Power Station Unit 7-1 avec 63,08 % en mars 2018[1]), contre 35 % pour les centrales thermiques au gaz classiques avec chaudière[2].

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).

Une centrale à gaz à cycle combiné, généralement appelée CCGT (de l'anglais Combined Cycle Gas Turbine), ou TGV (Turbine Gaz-Vapeur), est une centrale thermique qui associe deux types de turbines : la turbine à combustion et la 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 centrales à cycle combiné sont conçues 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 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 ou aérocondenseur) pour évacuer la chaleur nécessairement produite par le cycle vapeur (second principe de la thermodynamique). La chaleur restante peut aussi être récupérée pour faire de la cogénération.
Différentes configurations de centrale sont possibles car on peut par exemple avoir :

• soit une turbine à combustion, une turbine à vapeur et un alternateur sur la même ligne d'arbre (configuration à « arbre unique ») ;
• soit une turbine à combustion avec son alternateur et une turbine à vapeur avec son alternateur (configuration « multi-arbres ») ;
• soit deux turbines à combustion avec chacune son alternateur et une turbine à vapeur avec son alternateur (configuration « multi-arbres ») ; les trois alternateurs peuvent alors être identiques.

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 à arbre unique 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 de procédé 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 conçues 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 la centrale en service à charge partielle à un coût raisonnable lorsque l'énergie du réseau vient de centrales solaires ou d'éoliennes, mais de compenser très rapidement les variations de puissance en cas de disparition brutale du soleil (passage de nuages, ou éclipse partielle, voire totale) ou du vent, ou lors de fortes demandes ponctuelles du réseau. En effet, si une éclipse totale est rare, les usagers, lorsqu'elle se produit, allumeront brusquement la lumière.

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 »[3]. 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 à combustion (TAC), autrement appelées "turbines à gaz" (TG) 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[4].

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[5].

Pour certains partisans de la sortie du nucléaire[6], les cycles combinés gaz, au côté de l'efficacité énergétique et des énergies renouvelables, constituent un recours indispensable.

La part de la production électrique à partir de gaz dans le mix énergétique français restait très modeste (1 %), comparée à celle de ses voisins (40 % en Italie, 35 % au Royaume-Uni, en Espagne et en Autriche). Toutefois, les CCG furent clairement inscrits dans les objectifs français en matière de production d'énergie à la fin des années 2000 : l'arrêté du 15 décembre 2009 relatif à la programmation pluriannuelle des investissements en électricité[7] 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[8] retient comme hypothèse la réalisation d'au moins dix CCGT à l'horizon 2012.

La fin des années 2000 et le début des années 2010, avec l'ouverture du marché de la production électrique et un différentiel important entre les prix du gaz et de l'électricité, voit 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 déjà construites.

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[28] - 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 offrirait 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.

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