Les défis énergétiques du XXIe siècle:

La contribution des centrales à turbines à gaz

Michel Moliere

Université de Technologie de

Belfort Montbéliard (UTBM)

Ancien Ingénieur Principal de General Electric

Conférence à l’UPMC

Le 4 novembre 2014

Plan de l’Exposé

Principales sources: AIE; BP; GE

1) Les énergies primaires de 2011 à 2035

2) Les atouts des turbines à gaz

1) Conclusion

2

3

1ère Partie: Les énergies primaires de 2011 à

2035 (Projections)

The “Four Majors”…

4

Quelques définitions de l’AIE

1- « New Policies Scenario »:

Un scénario de l’AIE (Agence Internationale de l’Energie)

impliquant un engagement fort des états à réduire les GES

(gaz à effet de serre) ainsi que l’utilisation des énergies fossiles.

2- « Scenario 450 »:

Un scénario de l’AIE dans lequel la hausse de la température

globale moyenne n’excèderait pas 2°C et qui supposerait que

la teneur en CO2 dans l’atmosphère n’excède pas 450ppm.

5

Demande globale: Forte croissance hors OCDE. Le

rythme devrait ralentir (Chine, Inde) mais pas dans

les nouveaux pays émergents…

6

Structure de la demande globale en énergies primaires: elle

restera assez stable. Le GN* continuera à croître (« GTCC**»).

Le pétrole perdra du terrain mais sans baisser dans l’absolu.

* Gaz Naturel ** Cycles combinés à base de turbines à gaz

7

Pétrole et charbon: en perte de vitesse versus le GN.

Demande énergétique: à partir d’un certain niveau

de PIB, la courbe s’infléchit…

8

Pétrole: La demande des pays de l’OCDE doit baisser.

Hausse des demandes chinoise et indienne.. Plus celles de

nouveaux pays émergents…

Gaz: GNL en forte augmentation versus gaz de pipeline.

9

CO2: fort couplage entre émission de CO2 et (1) PIB; (2)

demande énergétique et (3) transport (automobile).

Horizon 2035: 0.5 milliard d’automobiles dans le monde !?

Actuellement: 50 fois moins de véhicules en Inde qu’aux USA…

1.2 habitant

par véhicule

10

Gaz Naturel (« GN »): Les pays émergents (BRICs +) et le

M.O. seront les plus gros consommateurs

11

Gaz/pétroles de schistes: Révolution aux USA qui

redeviennent vendeurs et dépasseront le Qatar

12

Charbon: Forte augmentation (Chine !) puis déclin prévu

(même dans l’absolu)

13

Energies Nucléaire & REN : les REN devraient « s’envoler ».

Le nucléaire restera mal accepté dans l’OCDE.

Des profils OCDE/non-OCDE contrastés pour la part HYDRO

14

Nucléaire : Croissance prévue seulement en Chine

15

Les Renouvelables…

et les nouvelles énergis fossiles…

16

Nouvelles énergies: la part des renouvelables (« REN ») et

surtout celle des gaz/huiles de schistes dans la production

électrique augmenteront

17

Les meilleurs élèves seront: la Chine (capacité

installée) et l’UE (part dans le bouquet énergétique)

18

CO2 : On voudrait adhérer au scénario « IEA 450 »: 450 ppm

CO2 en asymptotique � + 2 °C température globale moyenne

Régression (prévue)

de l’émission globale

19

Consommation d’énergie et émission de CO2 : Les « intensités

énergétique et carbonée » décroissent. Mais ce sont des ratios et non

des consommations/émissions absolues

!

20

Production électrique: Le GN partout gagnant contre le

charbon sauf dans les nouveaux pays émergents*

*Coût élevé des infrastructures pipelines/méthanier + terminaux GNL

21

Renouvelables et Production Electrique: La Chine qui a les

plus gros besoins et fera les plus gros efforts (hydro/éolien)

22

REN et Production de Chaleur: la biomasse

restera la reine des REN dans les PVD (Afrique…)*

*Mais la notion de REN implique des re-plantations (pas de déforestation !)

23

Eolien (onshore): Place dans la Production Electrique:

Chine & UE en tête

24

Eolien : Coûts de revient et de vente de

l’électricité… Pas mal d’aléas prévisibles.

25

Photovoltaïque: place dans la Production Electrique

L’UE très en avance devrait être dépassée pare les pays à fort ensoleillement

26

Photovoltaïque: Impact sur la structure de la

production électrique selon les scénari

Qu’est-ce que le « résiduel » ?... Le thermique !

27

Photovoltaïque: Coûts de revient et de vente de

l’électricité. Pas mal d’aléas prévisibles, aussi.

*

* rappel: niveau moyen attendu pour l’éolien (planche 25)

28

Bioénergies: Déclin dans les matériaux de construction.

Croissance dans la production d’électricité.

29

Biofuels: US & BRICS: Ethanol – UE: biodiesel

30

Renouvelables: jusqu’en 2030: des subventions fortes mais non

faramineuses ($ 60.109) seront nécessaires dans le New policies secnario

Conclusion de la 1ère Partie:

Dans un environnement mondial “contraint en carbone”, de profonds changements attendent le

secteur énergétique, avec le devoirvital d’atteindre plusieurs objectifs:

- - développer les renouvelables

- améliorer les rendements (conversion thermique/électrique)

- utiliser plus intelligemment tous les

combustibles fossiles (primaires;

secondaires et résiduels).

En effet, le thermique et le fossile garderont une part

importante dans la production électrique pour plusieurs

décennies encore. 31

32

2ème Partie: La filière thermique de production

d’électricité: les atouts des turbines à gaz

Rappels sur les Turbines à gaz (TG) “heavy duty’’

TG GE de modèle 6FA+e: 1 arbre; 76 MWe conditions ISO; η : 36.9%

Turbine:

Tf - 1324°C

compresseur:

R.C – 15.6

Couplage

alternateur

T4 = 605°C6 x chambres:

Tubo-annulaires

ω = 5231s-1

On accroît le rendement d’une TG en augmentant sa température de

et son rapport de compression.

T1 , P1; ;

conditions ISO:

15°C, 1 atm

« température

de flamme »

33

Turbines à gaz – Notions des base

- ε

à T1 cste

34

Palier No 2

Palier No 1

Compresseur

Turbine de

détente

Echap-

-pement

Entrée

d’air

TG 9FA de GE: 261 MW ISO – 37,1 % (arbre à 2 paliers)

“Tube”

Coupe typique d’une TG ‘‘heavy duty’’

Aube de turbine de TG:

Refroidissement par canaux serpentins internes

37

Aubes de compresseur

(design aéro. 3D)

Ailette de turbine

(refroidissement interne)

38

TG et Gaz Naturel: Des destins associées…

Production Electrique: Le puzzle des contraintes

Coût des

Energies

primairesCO2

MondialisationCompétitivité

Acceptation

par le public

Emissions

≠ CO2

Demande

Electrique

Mondiale

39

Emissions autres que le CO2

� Beaucoup de régions du monde en

fort dépassement des niveaux

� Besoin de garder sous contrôle l’

urbanisation et l’industrialisation

� De très grands défis dans les PVDs

� Les polluants locaux:

CO, HC, HAP, PMs

� Les polluants régionaux:

SOx, NOx

40

Les progrès techniques des TG

Les turbines à gaz (« TG »)

modernes sont au cœur des

concepts les plus efficaces de

production électrique

Une forte concentration de hautes

technologies:

- combustion

- matériaux

- thermodynamique

- thermique

- contrôle-commande…

41

GTCC* &

CogénérationTurbine à Vapeur

(TV)

Alternateur 1

Air

Compresseur Turbine de détente

Combustible

Chaudière de

Récupération

(CdR)Procédé industriel/

Chauffage urbain

1) CHALEUR ����

cogénération

2) VAPEUR MOTRICE ���� Cycle Combiné

Alternateur 2

Turbine à gaz (TG)

Gaz de

combustion

Chambres

de combustion

*Gas Turbine

Combined Cycle

42

La Cogénération: Maximise l’utilisation de l’énergie primaire sous forme d’électricité et de chaleur utile

E/H = (E1 + E2)/H = 40/43 = 93 % ηηηηtot= (E1 + E2 + H)/100 = 83%

ηηηηél = (E1 + E2)/(100 – H*) = 40/57 = 70% (*définition flatteuse d’un ηηηηél !)

100 E1 = 31

H = 43

-12

54

E2 = 9-2

-2

-1

Chaudière de

récupération

Turbine à

Gaz (TG)

Turbine à

vapeur (TV)

67

Vanne de

contrôle

vapeur

Alternateur

TG

Alternateur

TV

11

Réseau de

chaleur

Eau pure

Cheminée H = chaleur utile

E = puissance électrique

produite

43

GTCC: Maximise le rendement électrique

E/H = ηηηηtot = (E1 + E2 + H)/100 = 58% ηηηηél = (E1 + E2)/(100 – H) =

58/100 = 58% ≡≡≡≡ ηηηηtot

100 E1 = 31

(H = 0)

-12

54

E2 = 27-2

-2

-1

Chaudière de

récupération

Turbine à

Gaz (TG)

Turbine à

vapeur (TV)

67

Alternateur

TG

Alternateur

TV

Eau pure

Cheminée

∝∝∝∝∝∝∝∝

(via le condenseur:

chaleur perdue)

H = chaleur utile

E = puissance électrique

produite

44

-25

Cycles combinés à base de turbines à gaz

1

2

f

34

D

A

E

B

F

ae

d

b

c

T

S

condenseur

TG

TV

CdR

pompe alim.

TG

Alternateur TG

Entrée d’air

(filtres)TV CdRcheminée

Station électrique

Alterna-

teur TV

Centrale électrique à cycle combiné avec: 2 groupes turbo-

alternateurs TG et 1 groupe turbo-alternateur TV

Autre vue des éléments d’un Cycle Combiné

Mer / RivièreTour

ou

Circuit ouvert

Salle deContrôle

Turbineà

VapeurTraitement

du Fuel

Réservoird'eau

déminéeTraitement d'eau

Citernede Fuel

Turbineà Gaz

Chaudière deRécupération

Alternateur

Alternateur

TransformateurPrincipal

TransformateurPrincipal

TransformateurAuxiliaire

Poste électrique

Condenseur

Mer / RivièreTour

ou

Circuit ouvert

Salle deContrôle

Turbineà

VapeurTraitement

du Fuel

Réservoird'eau

déminéeTraitement d'eau

Citernede Fuel

Turbineà Gaz

Chaudière deRécupération

Alternateur

Alternateur

TransformateurPrincipal

TransformateurPrincipal

TransformateurAuxiliaire

Poste électrique

Condenseur

47

Les centrales électriques au GN

- Les TG de “technologie H” délivrent

les meilleures performances au gaz

naturel :

- Rendements supérieurs à 60%

- Plus de 300 MWe+ par unité

Les cycles combinés à base de TG

associent les hautes performances

des TG aux fortes potentialités

thermodynamiques des cycles

combinés

Centrale au GN - Arcos, Espagne

209FB CCGT: 825 MWe / 58% rend.

48

Outre le GN …

la diversification des

énergies primaires est

la prédilection des TG

Le vaste « portefeuille » de combustibles des TG

Natural

Gas

Residual

NGL

Refinery

Gas

Gasified

Coal, Coke

Oven Gas

Hydrogen

to 98%

Butane

Ethanol

Heavy

Gas Oil

Propan

e

LPG

LNG

Naphtha

Crude

Distillate

Specific Energy, (Btu/lb)

Hy

dro

ge

n C

on

ten

t, (

by

ma

ss)

Methanol

Process

Gas

Weak

Nat. Gas

Kerosene

Biodiesel

From Oil Processing

Biodiesel Alcohols

From Biomass

Residual Oil

Aromatics

H2

LPG

Heavy Distillates

Diesel Fuels

LCO

Kerosene

Synfuels

From Coal Processing

Ash Forming

Fuels

From Gas Processing

Natural Gas Liquid Gas Condensate

True Distillates

Volatile Fuels

Crude Oils

volatile

Les TG ont acquis une grande

expérience dans les combustibles

alternatifs (gaz; liquides);

notamment avec des combustibles

résiduels (sous-produits d’aciéries,

raffineries; chimie; pétrochimie…)

49

IGCC*: des avantages environnementaux…

Prévention de la Pollution vs. Contrôle de la Pollution

* Integrated Gasification Combined Cycle (installation intégrant une

unité de cycle combiné et une unité de gazéification

Précombustion

PM, Hg, S, CO2

IGCC

• La gazéification purifie le combustible en

amont de la combustion ...

• Forte teneur en CO2 dans les produits de

combustion (40%-50%)

Centrale à charbon pulvérisé• On élimine les polluants en aval de la

combustion, sur des volumes gazeux 100

fois supérieurs à ceux d’un IGCC.

• Faible teneur en CO2 (~ 14%) dans les gaz de

combustion

Boiler

SCRESP/

FF

Carbon

Injection

FF

FGD

WESP

CO2

Postcombustion

PM, Hg, S, CO2

Oxydation du charbon en présence de vapeur d’eau:

x C(charbon) + y O2 + z H2O � u CO + v H2 (« syngas »)

51

Layout simplifié d’une Centrale IGCC

Le captage du CO2 en précombustion

NG Pre-combustion De-carbonization

GenGenSteam TurbineSteam

Turbine

HRSGHRSGAir

CO2

Flue Gas

ATRATR ShiftShift CO2SepCO2Sep

H2

NG

IGCC Pre-Combustion De-carbonization

GenGenSteam TurbineSteam

Turbine

HRSGHRSG

Air

CO2

Flue Gas

ShiftShift SO2ScrubSO2

ScrubCO2

ScrubCO2

Scrub

H2

Coal+O2

52

Diagramme des flux d’un IGCC

Gasification

Gasifier Heat

exchanges

OxidantSupplySystem

CombinedCycle

Cleanup

Sulfur

SlagSyngas

CleanFuel

SlagHydrogenAmmoniaMethanolChemicals

Electricity

Products:Primary fuels

(very diverse):

Bituminous CoalSub Bituminous CoalLignite

OrimulsionResidual OilsRefinery BottomsPetroleum Cole

BiomassWastes

GT 25689B

Oxidant SupplyGasificationClean UpCombined CycleIntegration

-

- Air or Oxygen- CO + H2- SulfurSyngas

- Synergy

53

Cleaner

Energy

from

Coal

Objectif Approche Performances

IGCC

avec

du CO2

Gazéification

avec

séparation

avancée

• TG à haut H2

• Flammes de

diffusion

• Diluant pour

DéNOx

• Combustion en

prémélange

• Membranes - O2,

CO2, H2

Filière IGCC & CCS*

Présente

Future

*CCS= Carbon Capture & Sequestration 54

Gaz Résiduaires (pauvres): Exemple: TGs de 127 MWe alimentées au Gaz de HF* + Gaz de Cokerie

Performances indicatives

Puissance nette

MWe 155-170

Rendement net % 40-43

Gaz de HF consommé

Nm3/ h.1000 270-290

Gaz de Cokerie consommé

Nm3/h.1000 31-33

* HF = gaz de Haut Fourneau

**C-GHF = compresseur du gaz de HF

GHF

COMBUSTOR

PUISSANCE

COMPRESSOR TURBINEGENERATOR

HRSG

EXHAUST

STEAMTURBINE GENERATOR

FGC

ELECTRIQUE

COGEN STEAM

AIR

CHAMBRES COMB

PELECTRIQUE

COMPRESSEUR TURBINEALTERNATEUR

CdR

EXHAUST

TURBINEVAPEUR ALTERNATEUR

FGCC-GHF

COGEN STEAM

GHFPUISSSANCE

55

Exemple: La centrale de BaoSteel (Luo Jing, Chine)

Ligne d’arbre :

1 TG +

alternateur +

compresseurs de gaz56

Biofuels:

D’autres combustibles alternatifs pour les TG …(mais non destinés à des unités de fortes puissances…)

• Unités de petites tailles

• « Puissance distribuée »

57

Les Biofuels

� Biodiesel

� Bioéthanol

� Biométhanol

� Bio-ETBE

� Bio-MTBE

� Biodimethylether

(bio-DME)

� Huiles Végétales

� Biogaz

� Bio-hydrogèn »

58

Classification et transformation des biofuels

BIOMASSE Non transformée

Physique Chimique Biologique

Broyage

Extraction

Filtration

Chauffage

Cracking

Distillation

Hydrogénation

Déshydrogenation

Gazéification

Estérification

Trans-estérification

Saponification

Epoxidation

Condensation FT

Fermentation

Hydrolyse

Thermique

Huiles

VégétalesFilière

« Biomass-

to-Gas »

Biodiesel Ethanol

Bois, paille

59

Exemple: Essai de combustion de biodiesel

(Neuchâtel, Suisse)

- Combustion excellente !

- Faibles émissions

Autre exemple: combustion d’éthanol (Goa, Inde)… 60

Conclusion� Dans un environnement mondial “contraint en carbone”, de profonds

changements attendent le secteur de l’énergie et de la production

électrique, avec un besoin vital d’atteindre les objectifs suivants:

• Réaliser des gains importants de rendement

• Mettre en place des filières durables d’énergies alternatives

• Utiliser intelligemment les combustibles alternatifs y compris résiduels

� Les turbines à gaz « heavy duty » (TG) brûlant du gaz naturel ont atteint

un haut niveau de performances aux plans rendement et flexibilité

� Les biofuels et la biomasse sont envisageables pour développer la

production électrique « distribuée » (petite unités).

� L’IGGC couplé avec la CCS et la combustion d’H2 représente une filière

intéressante mais coûteuse

� Les TG installées en cycles combines ou en cogénération constituent des

alliés puissants pour optimiser l’utilisation des énergies fossiles

61

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