Uncycle combiné (CC), expression déclinée en CCPP (de l'anglaiscombined cycle power plant) ou CCGT (de l'anglaiscombined cycle gas turbine), est un mode combiné de production d'énergie ou, par métonymie, unecentrale électrique utilisant plus d'uncycle thermodynamique.
Uneturbine à combustion transforme une partie de l’énergie fournie par lecombustible enénergie mécanique pouvant ensuite être convertie enélectricité au moyen d'ungénérateur électrique.
Cette fraction (généralement moins de 50 %) dépend ducycle thermodynamique choisi ainsi que des températures supérieure et inférieure atteintes par le cycle. Pour un couple donné de températures, lerendement de Carnot théorique donne la limite supérieure de l’efficacité énergétique d'un cycle. En combinant deux cycles en cascade, tels que lecycle de Brayton et lecycle de Rankine, on peut augmenter l'efficacité énergétique du système. Les centrales à cycle combiné les plus récentes, avec turbine à combustion fonctionnant augaz, atteignent ainsi des rendements surpouvoir calorifique inférieur (PCI) de plus de 60 % (62 % à lacentrale thermique de Bouchain en, 63 % à la centrale japonaise deChubu Electric Power’s Nishi-Nagoya Thermal Power Station Unit 7-1 en[1] et plus de 64 % à la centrale américaine deDania Beach Clean Energy Center enFloride pour l'opérateurFlorida Power & Light en[2]), contre 35 % pour lescentrales thermiques au gaz classiques brûlant le gaz dans une chaudière[3].
Legaz naturel et lefioul (léger) peuvent être utilisés directement. Les centrales de typecycle combiné à gazéification intégrée (CCGI) recourent à lagazéification d'autres combustibles comme lecharbon. Florida Power & Light prévoit d'utiliser, sur une unité pilote, de l'hydrogène vert en mélange avec le gaz naturel, ce qui, en plus des très bons rendements de ces machines, permettra de diminuer davantage les émissions dedioxyde de carbone[2].
Une centrale à gaz à cycle combiné, abrégée CCGT (de l'anglaiscombined cycle gas turbine) ou TGV (turbine gaz-vapeur), est unecentrale thermique qui associe deux types de turbines, laturbine à combustion et laturbine à vapeur. Chacune de ces turbines entraîne unegénératrice qui produit de l'électricité (configuration « multi-arbres », en anglais « multi-shaft ») ou les deux types de turbines sont couplées à la même génératrice (en anglais « 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 généralement un moyen d'ajustement du parc de production, concourant ainsi au bon fonctionnement du réseau électrique.
Dans une centrale à cycle combiné, laturbine à combustion est actionnée par les gaz issus de la combustion à haute température (jusqu'à1 500 °C). En sortie, les fumées produites par la combustion sont encore suffisamment chaudes (entre400 et650 °C environ) pour générer de la vapeur d'eau dans unechaudière au moyen d'échangeurs de chaleur. La vapeur sous pression ainsi produite entraîne uneturbine à vapeur. Il est enfin nécessaire de disposer d'une source froide (eau de rivière, eau de mer,aéroréfrigérant) pour évacuer la chaleurnécessairement produite par le cycle de vapeur. La chaleur restante peut aussi être récupérée pour faire de lacogénération. Différentes configurations de centrale sont conçues :
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 à 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.
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 diminutions de charge rapides du cycle combiné. Cela permet de garder ces centrales en service à charge partielle à un coût raisonnable lorsque l'énergie du réseau vient decentrales solaires ou d'éoliennes, et ainsi 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.
Cet article ou cette section fait référence à des sources qui ne semblent pas présenterla fiabilité et/ou l'indépendance requises.
Les CCGT permettent de réduire de 50 % les émissions dedioxyde de carbone, de diviser par trois lesoxydes d'azote (NOx) et de supprimer les rejets d'oxydes de soufre (SO2) par rapport aux moyens de production thermique à flamme « classiques »[4]. En outre, lorsque la combustion utilise dugaz naturel, pur ou en mélange avec de l'hydrogène vert, 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 matière de pollution atmosphérique[5].
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[6].
La part de la production électrique à partir de gaz dans lemix 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 centrales électriques à cycle combiné gaz (CCG) furent clairement inscrits dans les objectifs français en matière de production d'énergie à la fin des années 2000 : l'arrêté du 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 lesimpacts 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 lamise sous cocon de quelques centrales déjà construites.
Le premier exemplaire de forte puissance de CCGT construit en France a étéla centrale de DK6 active depuis àDunkerque, avec une capacité de 790 MWe (deux tranches de 395 MWe) gérée parEngie. Elle brûle du gaz naturel et des gaz sidérurgiques provenant de l'usineSollac proche.
Deux centrales sont exploitées sous la marque CELEST. Elles ont été construites parSiemens pourPoweo[9],[10].La première àPont-sur-Sambre (Nord), de 412 mégawatts, mise en service en 2009, etl'autre àToul (Meurthe-et-Moselle), de 413 mégawatts, mise en service début 2013. Ces deux centrales sont opérées par Siemens. Un temps possédées par l'autrichienVerbund (qui avait racheté Poweo et était encore propriétaire de ses moyens de production après la revente de l'activité distribution à Direct Energie), elles ont été rachetées fin 2014 par le fonds d'investissement américainKKR[11], puis parTotal en 2018[12].
GDF-SUEZ (aujourd'huiEngie) a fait construireCyCoFos 424 MWe, mise en service début 2010 àFos-sur-Mer dans les Bouches-du-Rhône. La centraleCombiGolfe, d'Electrabel (société belge, propriété de GDF-SUEZ), a ajouté une capacité de 432 MWe également à Fos-sur-Mer et a mis en service, en, la centrale deMontoir-de-Bretagne (Loire-Atlantique) qui ajoute 435 MWe de capacité.
LaSNET (propriété du groupe allemandE.ON) a fait construire deux unités de CCG sur son site de la centrale thermiqueÉmile Huchet, alors uniquement au charbon, àSaint-Avold (Moselle) totalisant 860 MWe (2 × 430 MWe). Elle prévoyait également la construction de plusieurs groupes de cycles combinés gaz à l’horizon 2010-2015 sur les sites de ses trois autres centrales à charbon historiques (Hornaing,Lucy etProvence), ainsi que sur le site deLacq (Pyrénées-Atlantiques); mais ces projets semblent abandonnés, notamment ceux d'Hornaing (site fermé en 2013[13]) et de lacentrale de Lucy dont le site, qui héberge une centrale au charbon, a fermé courant 2014[14].
L'énergéticien suisseAlpiq, à travers sa société 3CB (« Centrale à cycle combiné de Bayet »)[15], exploite une centrale de 408 MWe àBayet (Allier), près deSaint-Pourçain-sur-Sioule, depuis. Cette centrale a été rachetée en parTotal Direct Énergie pour seulement 45 M€[16].
Alpiq a développé àMonchy-au-Bois (Pas-de-Calais) un second projet[17], qui disposait de toutes les autorisations administratives requises mais a été mis en sommeil pour raisons économiques.
Deux unités à cycles combinés ont été installées parEDF àMartigues (Bouches-du-Rhône), une àBlénod-lès-Pont-à-Mousson (Meurthe-et-Moselle) et une àBouchain (Nord) : lacentrale thermique de Martigues exploite deux cycles combinés de 465 MW chacun équipés d'une post-combustion, qui réutilisent les turbines à vapeur des anciennes unités chauffées au fioul ; lacentrale thermique de Blénod-lès-Pont-à-Mousson exploite un CCGT de 430 MW qui a été inauguré en[18] ; lacentrale thermique de Bouchain exploite un CCGT de 575 MW mis en service au printemps 2016[19]. Cette dernière remplace la centrale au charbon située sur le même site[20].
Direct Energie portait un projet sur la commune deVerberie (Oise), bloqué en 2013 à la suite d'un rejet du projet lors de l'enquête publique[21]. La société a mené un autre projet pour un CCGT àHambach (Moselle), retardé par un refus en 2012 du permis de construire par letribunal administratif de Strasbourg[22] et au point mort en 2012. En coopération avecSiemens,Total Direct Énergie mène un projet decentrale de 446 MWe à Landivisiau[23] dans le Finistère. Les premiers travaux sont intervenus en[24], pour une mise en service commerciale prévue au second semestre 2021[25] et réalisée en[réf. nécessaire]. Le fonctionnement de cette centrale d'un coût de 450 millions d'euros sera soutenu financièrement dans le cadre duPacte électrique breton, visant à sécuriser l'approvisionnement électrique de la Bretagne[26].
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 lesgazoducs. 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[27] - 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 laméthanisation desdéchets urbains et deboues 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 degaz 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 laCommission 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 matière de consommation de gaz.
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