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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, aujourd'hui détruite

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^[a] : on parle alors de cogénération.

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

• « centrales thermiques à flamme » utilisant généralement un combustible fossile (charbon, gaz naturel, fioul, certaines huiles minérales) ou d'autres types de combustibles (déchet industriel, agricole, déchets ménagers, etc.) ;


• 
  centrale nucléaire utilisant l'énergie dégagée par la fission de noyaux d'uranium 235 ou de plutonium 239 ;


• 
  centrale géothermique, utilisant l'énergie géothermique profonde ;


• 
  centrale solaire thermodynamique, utilisant la chaleur reçue du soleil via un dispositif de concentration.

Fonctionnement |

Centrales avec turbines à vapeur |

Rotor d’une turbine à vapeur.

La source chaude (centrale à flamme ou nucléaire) 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 douce 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^[b].

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^[1].

Centrales avec turbines à combustion |

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 |

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

• 
  centrales thermiques à flamme (charbon, fioul ou gaz) ;


• 
  centrales nucléaires ;


• centrales récupérant de la chaleur pré-existante (solaire, géothermique…).

Centrales avec chaudière |

Centrales nucléaires |

Centrales thermiques à flamme |

Dans les centrales à flamme avec chaudière, le combustible est brûlé dans la 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^[2].

Centrales au charbon |

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, Allemagne, etc.).

Elles assurent 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 à 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^[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 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^[6],[7] 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 à 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^[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 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^[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 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^{[Quoi ?]})


• 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^[c] 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 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 (eau retournant à la chaudière après son passage en turbine et sa condensation) 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

Impacts environnementaux et sanitaires |

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.

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 %^[12].

Leurs eaux de refroidissement ou de rejets peuvent contenir des biocides à base de chlore ou de brome^[13] et sont également souvent une source de réchauffement des eaux de surfaces (pollution thermique, qui peut affecter la vie et certains équilibres aquatiques^{[14],[15],[16],[17]}. Les cendres volantes du charbon polluent, dégradent les monuments^[18] et peuvent aussi contenir des radionucléides diffusés dans l'air ou via les résidus^[19],[20].

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 »^[21].

Avenir des centrales au charbon en Europe |

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 de l'environnement^[22].

En 2016, 16 centrales à charbon ont été fermées en Europe. Il y en a encore 293 en activité. Près de 40 devraient fermer dans les années à venir en Finlande, en France, en Italie, aux Pays-Bas, au Portugal et au Royaume-Uni étant donné que ces pays ont choisi de sortir du charbon d'ici 2030 au plus tard. En France, pays qui possède 4 centrales à charbon^[23], dont 5 unités de production^[24], l'abandon du charbon devrait intervenir en 2022^[25]. En effet, 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^[24]. 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^[26].

Les experts de Climate Analytics soulignent que deux pays, l'Allemagne et la Pologne, sont responsables de 51 % des capacités installées et 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^[22].

Le 3 novembre 2017, une trentaine d'association écologistes ont lancé la campagne « Europe Beyond Coal » pour « accélérer la sortie du charbon dans toute l'Union européenne »^[25].

Centrales au fioul |

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 |

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 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, en particulier du fait du meilleur rendement de ces turbines en cycle combiné.

Centrales à turbines à combustion |

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 |

Centrale géothermique |

Notes et références |

Notes |

Références |

Voir aussi |

Articles connexes |

• Centrale électrique


• Liste des plus grandes centrales au monde


• Énergie thermique


• Production d'électricité


• Chaine énergétique


• Cendres


• Eau de refroidissement des centrales thermiques

Bibliographie |

• 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).

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