Soutenance mémoire
Dans le cadre de programmes de recherche de solutions innovantes pour de nouvelles centrales de production d’électricité, l’ensemble des producteurs, et notamment EDF, cherchent à améliorer la performance et la robustesse de leurs installation et étudient différentes options possibles pour les systèmes de conversion d’énergie et leur refroidissement.
Le rendement de la production d’électricité et le refroidissement du réacteur dépendent étroitement de la disponibilité et de la température de la source froide. C’est la raison pour laquelle la plupart des centrales, qu’elles soient thermiques ou nucléaires, sont installées près d’une source d’eau abondante (mer, fleuves à forts débits). Cependant, l’alimentation en eau de la source froide peut se révéler problématique dans certains cas, lors de canicules ou en période de sécheresse notamment. Avec le changement climatique, les règlementations environnementales de plus en plus strictes, les tensions possibles autour du partage de cette ressource, nous devons prévoir des évolutions de moyens de productions correspondants et imaginer des sources alternatives afin de réduire la dépendance des centrales de production en eau à moyen et long termes.
Le refroidissement à l’air sec serait l’une des options possibles. Cependant étant donné la nécessité d’avoir d’une surface d’échange plus importante, le recours à l’air ambiant comme source froide n’est pas, dans la majorité des cas, viable économiquement. Parallèlement, nous pouvons constater l’encombrement de la salle machine et le gigantisme des turbines du circuit secondaire. Cela est dû à la vapeur d’eau qui devient extrêmement volumineuse à très basse pression. Les derniers étages de la turbine basse pression (BP) sont alors très volumineux. Dans ce cas des considérations de résistance des matériaux conduisent à réduire la vitesse de rotation des turbines. De plus à très basse température, le gain énergétique sur le cycle est compensé par l’augmentation de la perte cinétique liée à l’augmentation de la vitesse de fluide à la sortie de la turbine.
Afin de faciliter l’utilisation d’un système de refroidissement sur l’air et de réduire en même temps la taille de la turbine BP, une des solutions imaginée par EDF dans les années 70 était de changer l’architecture du cycle de production. L’idée était de considérer un cycle de production composé de deux cycles de Rankine en cascade, le premier fonctionnant avec de la vapeur d’eau et le deuxième fonctionnant avec de l’ammoniac dont la vapeur à basse pression est beaucoup plus dense que celle de l’eau. Nous appellerons dans la suite de ce document ce type de cycle « le cycle bi-étagé ».
Un prototype d’essai de 22 MWe, simulant une tranche de 1300 MW, a été construit et expérimenté par EDF de la fin des années 70 au début des années 90. Les intérêts de ce cycle sont :
● Du point de vue énergétique : le cycle bi étagé utilise l’air sec comme source froide. L’amplitude de variation de température de l’air ambiant sur une année est plus importante que celle de l’eau de rivière ou de mer. Cette condition est particulièrement intéressante en hiver car elle peut générer une surpuissance pour le cycle de Rankine en cascade qui n’existe pas dans le cycle à vapeur classique. En effet, la surpuissance est compensée par la perte cinétique en sortie de turbine dans un cycle classique. En été, le refroidissement par l’air sec est sans doute moins performant, mais la température ambiante de l’air dans les zones tempérées (en France) devrait permettre une production de rendement annuel moyen équivalent.
● Du point de vue économique : grâce à la réduction de coût de la salle des machines, on peut se permettre d’investir plus dans des aéro-condenseurs qui sont plus chers que les échangeurs classiques à eau. Le coût du nouveau système est globalement équilibré par rapport à un cycle classique. Ainsi il devrait être possible de s’affranchir du problème de la dépendance en eau sans augmenter l’investissement.
L’expérience acquise avec ce prototype a permis de montrer la possibilité d’utiliser un cycle bi-étagé à l’ammoniac en tant que système de production et de refroidissement d’une centrale. Cependant il n’a pas été adopté pour remplacer les systèmes actuels.
Elaboration de l’architecture du cycle bi-étagé
Source froide : un enjeu du futur
Pour les centrales de grande puissance, qu‘elles soient nucléaires ou thermiques à flamme, la source froide joue un rôle très important :
● elle permet d’évacuer la chaleur restante du cycle après la récupération du travail dans la turbine ;
● sa température influence la puissance produite par le cycle et son efficacité. En effet, le rendement maximal d’un cycle moteur à partir de deux sources de chaleur est le rendement de Carnot.
Actuellement, les centrales de production d’électricité sont dans la plupart des cas refroidies par de l’eau. Ceci nécessite la disponibilité d’une quantité d’eau très importante: la production de l’électricité est le premier secteur en terme de besoin en eau. Il est important de noter que ce besoin est supérieur à la consommation d’eau (Kröger 1998). La quantité de l’eau demandée est restituée en totalité ou partiellement à la rivière après le refroidissement selon le type système choisi.
Différents types de système de refroidissement existent. Les paragraphes suivants présentent les 3 principaux :
● Refroidissement en boucle ouverte
● Refroidissement en boucle fermée
● Refroidissement à air sec .
Aujourd’hui toutes les centrales en service en France utilisent les deux premières méthodes pour refroidir la vapeur d’eau provenant du générateur de vapeur. Ceci explique que les centrales sont toujours construites à proximité d’une source d’eau abondante. Les données chiffrées ci-dessous sont pour la plupart issues des sources EDF.
Refroidissement en boucle ouverte
Le refroidissement en boucle ouverte a pour principe de prélever l’eau de rivière ou de mer et de l’amener directement au condenseur. Le débit d’eau nécessaire est directement proportionnel à la puissance à évacuer dans le condenseur. Pour une centrale nucléaire de 900 MWe. Le débit d’eau de refroidissement est de 40 m3/s en moyenne.
L’eau après le passage dans le condenseur s’élève en température et est restituée intégralement à la source d’eau. Il n‘y a donc pas de consommation d’eau liée au refroidissement. Par contre, en respect de l’environnement, la température de l’eau réchauffée et rejetée dans la rivière ou dans la mer est réglementée. En effet, la température maximale de rejet et la valeur limite d’élévation de température de l’eau de refroidissement sont définies au cas pas cas pour les rivières, les fleuves et pour la mer.
Refroidissement à boucle fermée par voie humide
Le refroidissement en boucle fermée ou par voie humide est basé sur le contact entre l’air atmosphérique et l’eau de refroidissement du condenseur. Ce système nécessite la construction d’un aéro-réfrigérant. Deux phénomènes se produisent à l’intérieur de l’aéroréfrigérant :
❖ un échange par évaporation : 75 % de la puissance dans le condenseur est alors évacuée par vaporisation de l’eau. L’enthalpie d’évaporation de l’eau à la pression atmosphérique est environ 2200 kJ/kg.
❖ un échange convectif : environ 25 % de la puissance est échangée par échange de chaleur sensible entre l’air et l’eau. Les ordres de grandeur de la chaleur spécifique de l’eau et celle de l’air à condition ambiante sont respectivement 4.18 kJ/kg/K et 1.06 kJ/kg/K .
Puisque l’échange est assuré majoritairement par vaporisation, on utilise l’air atmosphériquecomme source froide principale. Le débit d’eau nécessaire pour le refroidissement est beaucoup plus faible qu’en boucle ouverte et le réchauffement de l’eau prélevée est limité. Par contre, ceci a un coût : environ 0.7 m3/s d’eau est évaporé dans l’air pour une centrale de 1300 MWe, cette quantité d’eau étant consommée et non restituée à la source.
Refroidissement à air sec
Le refroidissement à air sec fonctionne avec des aéro-condenseurs. La puissance est évacuée dans l’air atmosphérique uniquement par convection. Cette méthode de refroidissement a pour avantage de fonctionner sans apport d’eau. Un système de ce type est très bien adapté pour les zones arides : exemples des centrales au Mexique ou en Afrique du Sud. Par contre, à puissance égale, la surface d’échange nécessaire est beaucoup plus importante : environ 4 fois celle d’un système de refroidissement en boucle fermée. Ceci implique un coût de construction plus élevé.
Il faut noter de plus qu’en été, la température de la source froide sera plus élevée sur l’air (température sèche) que pour une tour aéroréfrigérante humide (température humide), ce qui implique une perte de puissance. En général, un système sec présente une pénalité sur le rendement.
La brève description des sources froides montre la dépendance vis-à-vis de l’eau des systèmes de refroidissement actuels. Cette situation limite d’une part l’emplacement des sites de centrales de production et d’autre part pose un problème lors des canicules. Avec le changement climatique, le manque de source froide pourrait s’accentuer dans le futur. Il est donc impératif de prévoir des solutions pour faire face à ces possibles évolutions.
L’utilisation d’aéro-condenseurs pourrait être une solution envisageable. Cependant, il faut noter que le coût d’investissement d’une telle technologie est beaucoup plus élevé en raison de la grande surface d’échange demandée. L’étude économique est donc une étape clef dans l’évaluation de la viabilité d’une telle solution, dans laquelle il est nécessaire de considérer l’ensemble du système de conversion d’énergie étant donné l’impact potentiel de la source froide utilisée sur le rendement de production.
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Table des matières
Introduction
1 Chapitre 1 Elaboration de l’architecture du cycle bi-étagé
1.1 Source froide : un enjeu du futur
1.1.1 Refroidissement en boucle ouverte
1.1.2 Refroidissement à boucle fermée par voie humide
1.1.3 Refroidissement à air sec
1.1.4 Conclusion
1.2 Cycle de Rankine et Cycle Bi-étagé pour la production d’électricité
1.2.1 Cycle de Rankine classique
1.2.2 Expérience EDF: le cycle bi-étagé Cybiam
1.2.3 Cycle de Rankine Organique
1.2.4 Conclusion
1.3 Architecture et caractéristiques du cycle bi-étagé SPX
1.4 Choix des composants du cycle bi-étagé : échangeurs de chaleur
1.4.1 Echangeur Liquide (diphasique) – Gaz
1.4.2 Echangeur Liquide (diphasique) –Liquide (diphasique)
1.4.3 Choix technologique des échangeurs pour l’application cycle de production d’électricité bi-étagé
1.4.4 Conclusion
1.5 Choix des composants du cycle bi-étagé : les turbines ORC
1.6 Conclusion
2 Chapitre 2 Sélection des fluides de travail et modélisation de leurs propriétés physiques
2.1 Fluides de travail : généralités sur les familles de fluides et règlementations
2.1.1 Classification des fluides
2.1.2 Règle de nomenclatures
2.1.3 Réglementation en vigueur et standard environnemental et de sécurité
2.2 Critères de choix des fluides pour le cycle bi-étagé
2.2.1 Critères de performance
2.2.2 Critères technico-économiques
2.2.3 Critères de limite de fonctionnement
2.2.4 Critères d’environnement et de sécurité
2.2.5 Conclusion
2.3 Fluides candidats potentiels
2.4 Modélisation des propriétés des Corps Purs
2.4.1 Equilibre liquide – vapeur
2.4.2 Equations d’état
2.4.3 Fonctions α (T)
2.4.4 Fonctions d’état
2.4.5 Propriétés de transport
2.5 Modélisation des propriétés des Mélanges
2.5.1 Equilibre liquide vapeur des mélanges
2.5.2 Calcul de point de bulle / rosée
2.5.3 Calcul Flash
2.5.4 Equations d’état et règles de mélange
2.5.5 Propriétés de transport des mélanges
2.6 Algorithmes de calcul
2.6.1 Algorithme de calcul de l’équilibre liquide-vapeur du corps pur
2.6.2 Algorithme de calculs de point de bulle et de point de rosée
2.6.3 Algorithme de calcul du flash isotherme
2.6.4 Correction de propriétés de transport pour fluide connu
2.7 Construction d’un serveur de propriétés thermophysiques de fluides
2.8 Validation des résultats de modèles implémentés dans CTPlib et évaluation des déviations
2.8.1 Validations des calculs de propriétés thermophysiques
2.8.2 Validations des calculs de propriétés de transport
2.9 Conclusion
3 Chapitre 3 Modélisation du cycle bi-étagé
3.1 Modèles de cycle bi-étagé au point de fonctionnement nominal
3.1.1 Transformation dans un système ouvert
3.1.2 Détente dans une turbine
3.1.3 Compression liquide dans une pompe
3.1.4 Echanges de chaleur
3.1.5 Rendement du cycle
3.2 Dimensionnement des composants additionnels
3.2.1 Dimensionnement de l’aérocondenseur
3.2.2 Dimensionnement du condenseur-bouilleur
3.2.3 Dimensionnement des turbines
3.3 Modèle de cycle en régime non nominal
3.3.1 Calcul de turbine en régime non nominal
3.3.2 Calcul des échangeurs en régime non nominal
3.3.3 Implémentation des modèles et contrôle du cycle en régime non nominal
3.4 Résultats des calculs et discussions
3.4.1 Calcul de performance au point de fonctionnement nominal
3.4.2 Fluides de travail retenus
3.4.3 Sensibilité des paramètres des composants
3.4.4 Dimensionnement des échangeurs
3.4.5 Résultats du dimensionnement de la turbine
3.4.6 Performance du cycle en régime non nominal
3.5 Conclusion
4 Chapitre 4 Etude économique du cycle de production d’électricité bi-étagé
4.1 Coût d’investissement et coût de la production du cycle bi-étagé
4.1.1 Calculs des coûts de composants
4.1.2 Coût de la production d’électricité du cycle bi-étagé
4.2 Estimation du chiffre d’affaire lié à la vente d’électricité 2012-2013 pour un site représentatif du climat français
4.2.1 Données météorologiques
4.2.2 Données de la bourse d’électricité Européenne
4.2.3 Evaluation du revenu de la vente d’électricité
4.3 Estimation du bénéfice lié à la vente d’électricité 2011-2012 pour les différents sites de production en France
4.4 Estimation du gain de cycle bi-étagé en Europe
Conclusion
Conclusion Générale
