Méthodes et études de la technologie

Les centrales thermiques classiques, appelées aussi centrales thermiques à flamme, produisent de l'électricité par combustion de charbon, de fioul, de gaz naturel ou de gaz des hauts fourneaux. Ces centrales offrent le complément de production indispensable en terme de bouclage de la production fournie par le parc nucléaire et l'hydraulique et en cas d'aléas, de vagues de froid ou de demande inattendue de consommation. En 1996, la production des tranches en service (allant de 125 MW à 700 MW) de centrales thermiques à flamme s'est élevée à 21,2 TWh, soit 5 % de la production totale d'EDF.

> Les combustibles

Les combustibles sont de trois types : charbon, fioul ou gaz.

Le charbon est transformé en fines particules dans des broyeurs, mélangé à l'air réchauffé et injecté sous pression dans la chambre de combustion par des brûleurs. Le fioul est chauffé à 140°C pour accroître sa fluidité, puis il est injecté dans la chaudière à l'aide de brûleurs appropriés. Le gaz utilisé (gaz naturel ou gaz de hauts fourneaux dotés d'un pouvoir calorifique moindre) ne nécessite aucun traitement préalable et est directement envoyé dans la chaudière.

> La source chaude

Le combustible brûle dans le générateur de vapeur (ou chaudière) qui est tapissé de tubes à l'intérieur desquels circule l'eau à chauffer. Celle-ci se vaporise autour de 560°C et la pression atteint 180 bars environ. Dans une centrale de 250 MW, 720 tonnes de vapeur haute pression sont produites à l'heure.

> La turbine à vapeur

La vapeur est progressivement détendue dans une turbine (appelée turbine haute pression, HP) et passe à travers une série de roues mobiles équipées d'ailettes, ce qui entraîne la rotation d'un alternateur (à 3 000 tours/minute pour une centrale de 250 MW) : le générateur d'électricité. La vapeur ne transmet pas toute son énergie thermique dans la turbine HP. Un circuit séparé renvoie la vapeur vers la chaudière pour être "re-surchauffée" et passer ensuite dans la turbine dans le corps moyenne pression (MP) puis dans le corps basse pression(BP). Au fur et à mesure de la détente, la pression de la vapeur diminue. Pour récupérer le maximum d'énergie mécanique, les ailettes des trois corps de turbines (HP, MP, BP) ont une taille inversement proportionnelle à la pression. A la fin, la vapeur s'échappe avec une pression de 50 mb.

> La source froide

L'eau vaporisée est condensée dans un échangeur (appelé condenseur) composé de milliers de tubes de petit diamètre dans lesquels circule l'eau de refroidissement, généralement prélevée dans un cours d'eau ou de l'eau de mer (puis restituée ensuite). L'eau recondensée est récupérée par des pompes d'extraction et subit un cycle de réchauffage pour être à nouveau introduite dans le générateur de vapeur pour un nouveau cycle (appelé cycle de Carnot).

> Et le rendement ?

Au début du siècle le rendement des centrales thermiques à flamme était de 13 %, il atteint 38 % pour les tranches mises en service après la deuxième guerre mondiale et atteint même jusqu'à 55 % pour les centrales dites à cycle combiné. Ce progrès est principalement dû à l'augmentation de la température et de la pression de la vapeur (rendues possible par les progrès dans la métallurgie), et, dans les cycles combinés, à la récupération des gaz à l'échappement de la turbine, pour la production de vapeur alimentant un second groupe turbo-alternateur.

> L'évacuation contrôlée des fumées

Les fumées de combustion passent par des dépoussiéreurs électrostatiques qui retiennent la quasi totalité des cendres volantes, puis sont évacuées par des cheminées de grande hauteur. Ces fumées comprennent des oxydes de soufre (SO2) et d'azote (NOx) dont il faut limiter les rejets dans l'atmosphère. Pour protéger l'environnement, EDF installe progressivement des installations de désulfuration et dénitrification sur les centrales à flamme qui limitent les rejets bien en dessous des normes européennes.

> Le lit fluidisé

Cette méthode associe efficacité de combustion et dépollution au niveau du foyer. Elle se décline sous deux procédés. Le Lit Fluidisé Circulant atmosphérique consiste à mettre en suspension et à faire circuler une masse importante de cendres, de calcaire et de particules combustibles : charbon voire lignite, tourbe, brais de pétrole, ou divers déchets. Réalisée à pression atmosphérique, avec une vitesse de fluidisation comprise entre 5 et 6 m/s et à une température de combustion de 850°C (au lieu de 1 400°C pour les chaudières classiques), cette méthode permet de réduire notablement, dès la combustion, la quantité d'émissions polluantes : soit la quasi-totalité pour les oxydes de soufre et environ le quart pour les oxydes d'azote. Ce procédé, en plein développement commercial, représente un excellent compromis coût-dépollution. Le Lit Fluidisé sous Pression réutilise les gaz chauds de combustion du LFC dans un cycle combiné, ce qui permet d'accroître le rendement. Les gaz sous pression (16 bars) sont détendus dans une turbine à combustion associée à une chaudière de récupération. Ce procédé couple les avantages de la technique lit fluidisé circulant atmosphérique et de la combustion sous pression (compacité de la chaudière).

> EDF et la technologie du charbon propre

Dès 1993, EDF a signé un protocole avec les ministères de l'Industrie et de l'Environnement en s'engageant à réduire sensiblement, d'ici l'an 2000, les émissions polluantes en deçà des nouvelles normes européennes en matière de protection de l'environnement. Un programme de dépollution pour un montant d'investissement de 3 milliards de francs a été engagé. La technologie LFC, développée en partenariat avec les Charbonnages de France, a été installée dans la centrale de Carling (Moselle) et sur le site de Gardanne (Bouches-du-Rhône). La chaudière LFC de Gardanne (250 MW) a été construite sous ingénierie EDF et est exploitée par Soprolif, qui associe EDF, les Charbonnages de France, Gec-Alsthom et Endesa. EDF a également une participation dans la centrale de Puertollano (Espagne) à cycle combiné alimentée par du charbon (teneur en soufre à 3 %) et du coke de pétrole gazéifiés. Ce projet, qui est soutenu par le programme européen Thermie, est une première mondiale à ce niveau de puissance (300 MW). Il associe EDF, au sein d'Elcogas, à d'autres électriciens européens (Endesa, Iberdrola, Enel, National Power, Hydro Cantabrico, Sevillana, EDP). Démarré avec du gaz naturel en septembre 1996 pour la partie cycle combiné, ce prototype industriel allie un rendement élevé à d'excellentes performances environnementales. Les émissions et rejets sont très inférieurs aux futures normes européennes pour les centrales à charbon (SO2 = 2 mg/Nm3, NOx = 200 mg/Nm3, poussières = 0). La mise en service du gazéifieur a été effectuée en mars 1998.

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