El término ciclo combinado (CC), disponible en CCPP ( planta de energía de ciclo combinado en inglés ) o CCGT (que significa ciclo combinado de turbinas de gas ), caracteriza un modo combinado de producción de energía o una planta que utiliza más un ciclo termodinámico .
Una turbina de combustión convierte parte de la energía suministrada por el combustible en energía mecánica que luego puede convertirse en electricidad mediante un generador eléctrico .
Esta fracción (generalmente menos del 50%) depende del ciclo termodinámico elegido así como de las temperaturas superior e inferior alcanzadas por el ciclo. Para temperaturas dadas, el ciclo de Carnot teórico tiene la máxima eficiencia energética teórica. Al combinar dos o más ciclos, como el ciclo de Brayton y el ciclo de Rankine , se puede aumentar la eficiencia energética del sistema. Las centrales de ciclo combinado más recientes con turbinas de combustión que funcionan con gas logran así rendimientos de poder calorífico inferior (VCN) de más del 60% ( central térmica de Bouchain con 62,22% enmarzo de 2016, Central japonesa de la central térmica Nishi-Nagoya Unidad 7-1 de Chubu Electric Power con 63,08% enmarzo 2018), frente al 35% de las centrales eléctricas convencionales de gas con caldera.
El gas natural y el petróleo se pueden utilizar directamente. También existen instalaciones que utilizan la gasificación de otros combustibles como el carbón : centrales de ciclo combinado con gasificación integrada (CCGI).
Una planta de energía de gas de ciclo combinado, generalmente llamada CCGT (del inglés Combined Cycle Gas Turbine ), o TGV (Turbine Gaz-Vapeur), es una planta de energía térmica que combina dos tipos de turbinas: la turbina de combustión y la turbina de gas. De vapor . Cada una de estas turbinas acciona un generador que produce electricidad (configuración de "eje múltiple" o "eje múltiple") o los dos tipos de turbinas están acoplados al mismo generador (configuración de "eje único").
Las centrales de ciclo combinado están diseñadas para un funcionamiento semibásico (entre 2.000 y 6.000 h / año ) y constituyen un medio de adecuación de la flota de producción, contribuyendo así al buen funcionamiento de la red eléctrica.
En una central de ciclo combinado, la turbina de combustión es impulsada por los gases producidos por la combustión a alta temperatura (hasta 1.500 ° C ). A la salida, los humos producidos por la combustión son todavía suficientemente caliente (entre 400 y 650 ° C. aproximadamente) para permitir que el vapor que se genera en una caldera por medio de intercambiadores de calor . El vapor así producido impulsa una turbina de vapor . Finalmente, es necesario disponer de una fuente fría (agua de río - agua de mar - enfriador de aire o condensador de aire) para eliminar el calor necesariamente producido por el ciclo de vapor ( segundo principio de la termodinámica ). El calor restante también se puede recuperar para la cogeneración .
Son posibles diferentes configuraciones de planta porque, por ejemplo, podemos tener:
Aproximadamente, la turbina de vapor tiene una potencia igual al 50% de la de la turbina de combustión a la que está asociada.
La configuración de "ejes múltiples" tiene la ventaja de permitir un arranque y una aceleración rápidos de las turbinas de combustión, y la turbina de vapor generalmente tiene mayores tiempos de arranque y aceleración. La configuración de un solo eje reduce el número de máquinas, de ahí el espacio ocupado, pero arranca más lentamente.
La tecnología de ciclo combinado data de finales de la década de 1970. En Francia, el primer ejemplo se construyó en 1980 en una fábrica de papel. Utilizando una turbina de combustión de 25 MW y una turbina de vapor de 9 MW (contrapresión) , la instalación proporcionó toda la electricidad y el vapor de proceso necesarios para hacer funcionar el molino.
La favorable evolución del precio de los combustibles gaseosos o líquidos frente al precio del carbón y la comercialización de turbinas de combustión de mucha mayor potencia provocó, en la década de 1990, un fuerte entusiasmo mundial (excepto Francia) por esta tecnología.
Los últimos desarrollos (2011) entre los principales fabricantes mundiales están diseñados para mejorar la eficiencia de carga parcial de las turbinas de combustión, así como las capturas y liberaciones rápidas del ciclo combinado. Esto permite mantener la planta en servicio a carga parcial a un coste razonable cuando la energía de la red proviene de plantas solares o aerogeneradores , pero para compensar muy rápidamente las variaciones de potencia en caso de desaparición repentina del sol (paso de nubes)., o eclipse parcial o incluso total) o viento, o durante fuertes demandas ocasionales de la red. De hecho, si un eclipse total es raro, los usuarios, cuando ocurre, encenderán repentinamente la luz.
Los CCGT reducen las emisiones de CO 2 en un 50%, dividir por tres los óxidos de nitrógeno (NOx) y eliminar las emisiones de óxidos de azufre (SO 2) en comparación con los medios de producción térmica de llama "convencionales". Además, cuando la combustión utiliza gas natural , no produce partículas de polvo ni olores; a pesar de su nombre, la mayoría de las turbinas de combustión (TAC), también conocidas como "turbinas de gas" (TG) pueden quemar varios combustibles líquidos, y es el contenido de azufre del combustible utilizado lo que provoca la presencia de óxidos de azufre en los gases de escape. Por tanto, el uso de gas natural como combustible en CCGT tiene importantes ventajas en términos de contaminación atmosférica.
En cuanto al proceso de enfriamiento, la tecnología de enfriamiento del circuito de aire de la parte de la turbina de vapor, si se elige, permite limitar significativamente el consumo de agua en comparación con plantas del mismo tipo que utilizan enfriamiento por agua, y también permite evitar influencias la temperatura de los ríos o masas de agua en cuestión.
Para algunos partidarios de la eliminación de la energía nuclear, los ciclos combinados del gas, junto con la eficiencia energética y las energías renovables, son un recurso esencial.
La participación de la producción de electricidad a partir del gas en el mix energético francés se mantuvo muy modesta (1%), en comparación con la de sus vecinos (40% en Italia, 35% en el Reino Unido, España y Austria). Sin embargo, los CCG estaban claramente incluidos en los objetivos franceses en términos de producción de energía a finales de la década de 2000: el decreto de15 de diciembre de 2009en relación con la programación plurianual de las inversiones en electricidad, se proyecta modernizar la flota de producción de electricidad a partir de combustibles fósiles con el fin de reducir su impacto ambiental . Para apoyar este programa de modernización, el artículo 3 de este decreto prevé, en particular, la reducción a la mitad de la flota de centrales eléctricas de carbón, que emiten demasiado CO 2., y que “se desarrollará el parque centralizado para la producción de electricidad a partir de gas natural. "
La programación plurianual de las inversiones en electricidad en 2009 supone la consecución de al menos diez CCGT para 2012. Las autoridades francesas optan entonces por sustituir la producción de electricidad de origen nuclear que emite 12 gCO 2 / kWh por la producción de electricidad de origen fósil (gas-CCG) emitiendo 490 gCO 2 / kWh en ciclo de vida.
A finales de la década de 2000 y principios de la de 2010, con la apertura del mercado de producción de electricidad y un diferencial significativo entre los precios del gas y la electricidad, se instalaron en Francia muchos proyectos de centrales de ciclo combinado. Pero a partir de 2013, la caída del precio de la electricidad asociada a una subida del precio del gas y una caída del precio del carbón (haciendo más interesante económicamente el funcionamiento de las centrales eléctricas de carbón) provocó la congelación de varias de estas. .proyectos y capullo de algunas plantas ya construidas.
La primera copia de alta potencia de CCGT construida en Francia fue la planta DK6, que ha estado activa desdeMarzo de 2005en Dunkerque , con una capacidad de 790 MWe . Quema gas natural y gases de acero de la cercana planta de Sollac .
Dos plantas de energía operan bajo la marca CELEST. Fueron construidos por Jacobs France para Poweo . La primera en Pont-sur-Sambre ( Norte ), de 412 megavatios, puesta en marcha en 2009, y la otra en Toul (Meurthe-et-Moselle), de 413 megavatios, puesta en marcha a principios de 2013. Estas dos centrales son explotadas por Siemens . Una vez propiedad del austriaco Verbund (que había comprado Poweo y aún poseía sus medios de producción después de la reventa de la actividad de distribución a Direct Energie), fueron comprados a finales de 2014 por el fondo de inversión estadounidense KKR . Las centrales eléctricas de Toul y Pont-sur-Sambre fueron compradas por Total en 2018.
GDF-SUEZ (ahora Engie ) construyó CycoFos 424 MWe, encargado a principios de 2010 en Fos-sur-Mer en Bouches-du-Rhône. La planta CombiGolfe , de Electrabel (empresa belga, propiedad de GDF-SUEZ), agregó una capacidad de 432 MWe también en Fos-sur-Mer y se puso en marcha, enabril 2011, la planta de Montoir-de-Bretagne (Loire-Atlantique) que suma 435 MWe de capacidad.
El SNET (propiedad del grupo alemán E.ON ) ha construido dos grupos GCC en su sitio de la central eléctrica Emile Huchet , mientras que solo carbón, Saint-Avold (Moselle) totaliza 860 MW (2 x 430 MWe ). También previó la construcción de varios grupos de gas de ciclo combinado para 2010-2015 en los sitios de sus otras tres centrales eléctricas de carbón históricas ( Hornaing , Lucy y Provence ), así como en el sitio de Lacq (Pyrénées-Atlantiques). ; Pero estos proyectos parecen abandonados, en particular los de Hornaing (sitio cerrado en 2013) y la central eléctrica de Lucy, cuyo sitio, que alberga una central eléctrica de carbón, cerró en 2014.
La empresa energética suiza Alpiq , a través de su empresa 3CB (Centrale à Cycle Combiné de Bayet), opera una planta de 408 MWe en Bayet (Allier), cerca de Saint-Pourçain-sur-Sioule , desde junio de 2011. Esta planta ha sido comprada fuera. enoctubre de 2015de Total Direct Énergie por solo 45 millones de euros .
Alpiq había desarrollado un segundo proyecto en Monchy-au-Bois (Pas-de-Calais), que contaba con todas las autorizaciones administrativas requeridas, pero fue suspendido por razones económicas.
EDF construyó tres ciclos combinados en Martigues (Bouches-du-Rhône) y Blénod-lès-Pont-à-Mousson (Meurthe-et-Moselle). El sitio de Martigues tiene dos ciclos combinados de 465 MW cada uno equipado con postcombustión, reutilizan las turbinas de vapor de las antiguas unidades calentadas por aceite. El emplazamiento de Blénod-lès-Pont-à-Mousson cuenta con un CCGT de 430 MW que se inauguró enfebrero de 2012.
Tras una fuga en un circuito de aceite, se produjo un incendio en 5 de febrero de 2015en una de las turbinas de la planta de Martigues, lo que provocó la indisponibilidad de los dos ciclos combinados durante varios meses. Uno pudo reiniciar enjunio 2015, el otro se anuncia para diciembre 2015.
Se construye una central eléctrica de 575 MW en la central térmica de Bouchain en el norte; entra en servicio en la primavera de 2016. Sustituye a la central eléctrica de carbón ubicada en el mismo sitio y que cerró enabril 2015y fue desmantelada en el verano de 2015. Bouchain utiliza la nueva turbina de combustión tipo 9HA construida por General Electric en Belfort , actualmente la turbina de gas más potente del mundo.
Direct Energie estaba llevando a cabo un proyecto en la localidad de Verberie (Oise) que fue bloqueado en 2013 tras el rechazo del proyecto durante la investigación pública . La empresa lideró otro proyecto para un CCGT en Hambach (Moselle) que se retrasó por la denegación en 2012 del permiso de construcción por parte del tribunal administrativo de Estrasburgo, un proyecto actualmente paralizado.
En cooperación con Siemens , Total Direct Énergie está llevando a cabo un proyecto de central eléctrica de 446 MWe en Landivisiau en Finisterre. Las primeras obras tuvieron lugar enfebrero de 2015, cuya apertura está prevista como muy pronto para el segundo semestre de 2021. La explotación de esta planta, con un coste de 450 millones de euros, se apoyará económicamente en el marco del Pacto Bretón de Electricidad , destinado a asegurar el suministro eléctrico de Bretaña.
La eficiencia global del sector del gas para la producción de electricidad parecería ser menor si se tuvieran en cuenta las estaciones de transporte, licuefacción / gasificación y compresión en gasoductos . El suministro de gas a los CCGT es complicado porque la demanda de los clientes de estas centrales varía mucho según la hora del día, y es mayor, también cuando otros consumidores más demandan. El volumen modulado llamado por estas centrales eléctricas de gas representaría, según un estudio prospectivo publicado enmarzo 2010- ya el 50% del volumen de consumo modulado de otros consumidores atendidos en Francia por la red GRT Gaz, y esta cifra debería duplicarse (aumentar al 100% en 2012), y luego cuadriplicarse (200% en 2020) si se confirma la tendencia, lo que superaría ampliamente las capacidades actuales de almacenamiento de gas y su flexibilidad intradiaria (a partir de 2011 puede ser según el estudio de los meses de noviembre a octubre). La metanización generalizada de residuos urbanos y lodos de depuradora proporcionaría una fuente adicional de gas, pero insuficiente, sobre todo porque este gas también es objeto de demanda de vehículos. Otro límite podría ser la necesidad de limitar las pérdidas en las líneas de las grandes redes eléctricas centralizadas y las emisiones antropogénicas de gases de efecto invernadero , algunos creen, sin embargo, que será menos difícil y más "rentable" descarbonizar las emisiones de estas grandes centrales que las de fuentes más difusas.
Se lleva a cabo una “consulta de gas” bajo los auspicios de la Comisión Reguladora de Energía para adaptar el funcionamiento de la red francesa de transporte de gas (variaciones de tiempo, etc.) a los requisitos operativos de los CCGT. La operación semi-básica requiere de hecho tener flexibilidad intradía en términos de consumo de gas.