Centrale thermique de Bouchain — Wikipédia

Centrale thermique de Bouchain

Centrale thermique de Bouchain, son réfrigérant, son réseau.

Administration

Localisation	Bouchain, Nord  France
Coordonnées	50° 17′ 56″ N, 3° 18′ 50″ E
Propriétaire	Électricité de France
Construction	1967
Mise en service	1970

Caractéristiques

Type d'installation	Centrale au charbon (en), centrale électrique au gaz naturel (d)
Énergie utilisée	initialement charbon (turbines vapeur), puis gazole ou fioul lourd ou gaz naturel (TG 9000B en cycle simple), actuellement gaz naturel (TG 9HA en cycle combiné)
Technologie	cycle combiné gaz
Puissance installée	580 MW

Production d’électricité

Production annuelle	2,45 TWh (2020)
Facteur de charge	48 %

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La centrale thermique de Bouchain était initialement une centrale électrique française fonctionnant au charbon et située à Bouchain dans le département du Nord et exploitée par EDF. Mise en service en 1970, elle a cessé sa production en avril 2015^[1].

En partenariat avec General Electric, EDF a construit à proximité immédiate une nouvelle installation en cycle combiné au gaz naturel (turbines à gaz et à vapeur) fonctionnant au combustible gazeux, qui a été mise en service industriel (MSI) le 26 juillet 2016^[1].

La centrale thermique de Bouchain est la seule à disposer d'une tour aéroréfrigérante d'une hauteur de 125 mètres, visible de très loin. Ce réfrigérant utilise les eaux du canal de l'Escaut se trouvant à proximité.

En 2016, elle est élue par le Guinness Book la centrale la plus performante au monde^[2] et devrait fournir de l'électricité à 680 000 foyers grâce à une turbine à combustion GE de type 9HA en cycle combiné, à cette date la plus grande au monde^[2].

Historique[modifier | modifier le code]

Les travaux commencent sur le site en 1967 pour la construction des deux premières unités charbon. Les travaux sont commandés par EDF, R.E.T. IV (Région d'Équipement Thermique IV de Valenciennes)^[3].

La production d'électricité démarre le 15 avril 1970 avec deux unités (turbines à vapeur), chacune de 250 MW, sur un site de 130 hectares.

En 1975, ce site reçoit également le prototype de turbine à combustion de type 9000B construit à Belfort par Alsthom, développé à l'époque en copropriété avec General Electric (États-Unis) ; sa puissance nominale était de 85 MW dans les conditions ISO (ambiante 15 °C et pression 1 013 mbar). Cette turbine à combustion tournant à 3 000 tr/min a été conçue et fabriquée pour pouvoir démarrer sans source électrique externe, et fonctionner au choix de l'exploitant soit au combustible gazeux (gaz naturel), soit au gazole, soit au fioul distillé lourd n^o 2, avec possibilité de changer de combustible pendant le fonctionnement.

Pour sa partie compresseur et turbine, elle a été développée par homothétie (rapport 1,2) à partir de la TG 7000B de GE qui tournait à 3 600 tr/min. Ses auxiliaires (systèmes de lancement et de virage, pompes à huile de lubrification, d'huile de régulation haute pression et de virage, réducteur des auxiliaires, compresseur d'air d'atomisation, réfrigérants d'huile et d'air d'atomisation...) ont été développés par les services techniques du département des turbines à gaz Alsthom de Belfort avec un maximum de fournisseurs français (SACM (moteur Diesel de lancement), Alcatel Engrenages (maintenant Flender Graffenstaden, réducteur des auxiliaires, multiplicateur du compresseur principal d'air d'atomisation et pompe à huile de lubrification à engrenages), Rateau (compresseur principal d'air d'atomisation centrifuge avec multiplicateur à engrenages Alcatel Engrenages et compresseur d'air d'atomisation de démarrage à roue régénérative), Durand (réducteur de virage à roue et vis sans fin), Hydroland (moteur hydraulique de virage), Rexroth-Sigma (pompes à huile haute pression et de virage), Quiri (réfrigérants d'huile et d'air d'atomisation...), ou européens (Voith (convertisseur de couple de lancement), SSS Gears (embrayage automatique double de lancement et virage...)), ou américains (Roper (pompe à combustible liquide)). Le démarrage sans source électrique externe étant une imposition contractuelle, le lancement était assuré par le moteur Diesel SACM en V dont une rangée de cylindres, alors alimentée en air comprimé depuis un réservoir d'air comprimé à 40 bar par un moto-compresseur Ervor, fonctionnait en moteur ; la lubrification des paliers du groupe pendant ce lancement était alors assurée par une pompe à huile avec moteur à courant continu alimenté par la batterie du groupe.

Fin 1975, du fait de la température ambiante basse, cette machine a été la première turbine à combustion industrielle au monde à dépasser la puissance unitaire de 100 MW, et ce seulement 3 jours après son premier couplage sur le réseau EDF. Cette machine a, depuis (date ?) été vendue par EDF pour être installée au Chili.

Sur la vingtaine de 9000B fabriquées par Alsthom à Belfort après celle de Bouchain, trois ont été installées à Berlin (Bewag), trois en Australie, quatre en république d'Irlande, près de Cork, une au sud du Portugal ; deux ont été installées au début des années 1980 dans la centrale EDF de Brennilis, et deux autres dans la centrale EDF de Dirinon, toutes les deux dans le Finistère ; quatre machines, pouvant fonctionner au crude-oil traité, ont été installées au Qatar, et la dernière TG 9000B construite a été installée au Bangladesh. Une autre 9000B a été assemblée à Glasgow, en Écosse, par la division Turbines à gaz de John Brown & Company. Une autre encore, fonctionnant au kérozène, a été livrée à Japan National Railway (JNR) au Japon.

Le 30 août 1979, une des deux unités à turbine à vapeur est contrainte de s'arrêter : sur l'enveloppe en béton du réfrigérant atmosphérique apparaît une fissure. Après réparation, le groupe redémarrait le 24 octobre et le 20 novembre, le réfrigérant s'écroule. Cet incident déclenche un test jamais tenté : l'installation d'un réfrigérant en textile, une première mondiale^[4]. L'intérêt de cette opération a consisté dans le gain de temps de réalisation et le faible coût de l'opération et bien sûr une réduction considérable de la perte de production. La rehausse d'une structure métallo-textile s’élève à 70 m et le mât central monte jusqu'à 90 m.

Les modules « diabolo » de membrane textile sont fixés lacés sur de grands cercles tubulaires tridimensionnels. La stabilité de l'ensemble est réalisée par un réseau de câbles rayonnants fixés sur le cercle bas et ancrés sur des fondations périphériques en béton. Le mât est constitué de six tubes de 500 mm de diamètre et servant à un auto-montage à l'aide d'une potence mobile auto-élévatrice.

Après une dizaine d'années de fonctionnement, cet ouvrage a été remplacé par un réfrigérant plus important construit entre-temps et a été détruit en 1991^[5],[6].

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  Vue générale.
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  Centrale thermique de Bouchain.
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  Le réfrigérant en 1979.
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  Le réfrigérant en membrane textile.

La tranche 2 est arrêtée en 1995.

Jusqu'en 2005, la centrale au charbon a brûlé annuellement jusqu'à 100 000 tonnes de charbon (du bassin minier du Nord-Pas-de-Calais puis après sa fermeture, de Russie et de Pologne) pour produire de l'électricité. Elle a fermé en avril 2015 et était en cours de démantèlement à l'été 2015^[7].

En 2011, la centrale au charbon a produit plus de 220 000 MWh, soit de quoi fournir en électricité 300 000 équivalents habitants, faisant de cette unité une des premières sources de CO₂ de la région selon les inventaires de la DRIRE (maintenant intégrée dans la DREAL) ; cette centrale thermique était en 2010 le second plus gros émetteur d'oxydes d'azote (1 945 tonnes par an), second émetteur de particules (364 tonnes de poussières/an) et le 4^e plus gros émetteur régional de CO₂, avec 672 000 t/an^[8].

La nouvelle centrale à cycle combiné, équipée d'une turbine à combustion 9HA de General Electric, alors la plus puissante au monde^[9], devrait prolonger de 25 ans la production d'électricité sur le site et engendrer une moindre pollution de l'air, grâce à un passage au gaz. Ce type de centrale offre un rendement dépassant 61 %^[10], de quoi alimenter en électricité 600 000 équivalents habitants^[8].

Le passage à la TAC 9HA fonctionnant au gaz devrait diviser par deux les émissions de CO₂ et faire tomber les émissions d'oxydes d'azote à 50 t/an, tout en divisant par dix les émissions de monoxyde de carbone (CO), qui devraient passer de 300 à 30 t/an. La tour aéroréfrigérante de 125 mètres devrait être conservée^[8].

Production[modifier | modifier le code]

Tranches turbines à vapeur 250 MW[modifier | modifier le code]

En amont de la chaudière[modifier | modifier le code]

L'approvisionnement du charbon se fait par trains composés de 45 wagons-trémie vidés automatiquement. Le charbon est mis en stock par engin spécialisé avec une capacité de stockage de 300 000 tonnes. Un tapis d'approvisionnement amène le charbon dans le concasseur auquel sont ajoutées des boules de fer pour réduire le charbon en poussière. La consommation journalière de charbon est de 2 250 tonnes pour la tranche de 250 MW.

Le concasseur pulvérise le charbon par rotation à 15 tours par minute avec un diamètre de 3,65 m sur 44 m. Chaque boulet pèse 270 g pour un poids total de boulets de 120 tonnes.

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  Schéma de principe des centrales à charbon
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  Maquette vue Nord vers Sud - du parc à charbon et transporteur vers concassage et chaudière
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  Vidage en trémie des wagons-trémie
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  Mise en stock du charbon
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  Mise en stock du charbon et dégazage au bulldozer
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  Stock de boules de fer pour concassage du charbon
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  Broyeur à charbon
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  Déchets de boulets de concassage
• 
  Stock fioul lourd pour préchauffage chaudière

Chaudière[modifier | modifier le code]

La chaudière pèse 11 000 tonnes pour 50 m de hauteur incorporant 400 km de tuyauterie. Le préchauffage de la chaudière par combustion du fioul lourd grâce à quatre bruleurs porte la température vers 900 °C pour permettre l'auto-combustion du charbon pulvérisé.

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  Installation sous chaudière
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  Échangeur eau en chaudière
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  Plafond de chaudière et surchauffeur
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  Bruleurs fioul lourd
• 
  Parois d'échangeur par réseaux de tuyaux

Post-chaudière[modifier | modifier le code]

Un filtre électrostatique d'une tension de 60 000 volts capte 99,8 % des résidus de combustion qui sont revalorisés pour la plus grande quantité dans la fabrication du ciment. La cheminée de 120 m de hauteur pour 9 m de diamètre assure le rejet des fumées.

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  Pied de cheminée
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  Dépoussiéreurs et pied de cheminée
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  Silos de stockage des poussières et du mâchefer

Production électrique[modifier | modifier le code]

L'Escaut couvre les besoins en eau, une pompe au débit de 100 m³/h alimente une station d'épuration pouvant traiter 2 × 700 m³/h. La chaine de déminéralisation traite 2 × 40 t/h.

L'eau est envoyée dans l'échangeur de la chaudière pour être mise en vapeur à 545 °C alimentant la turbine de 713 t tournant à 3 000 tr/min entrainant l'arbre général de l'alternateur de 294 t. La vapeur passe après son premier circuit dans le surchauffeur en haut de la chaudière pour un deuxième service, puis est refroidie par les eaux pompées de l'Escaut ou par la tour aéroréfrigérante de 125 m de hauteur, d'un volume de 16 000 m³ avec une différence de température de 8 °C entre les températures d'entrée et de sortie. La salle de commande dispose de 572 alarmes et 52 enregistreurs.

En sortie d'alternateur de 20 000 V, l’énergie est envoyée au transformateur qui élève la tension de l'électricité à 235 000 V pour le transport.

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  Station d'épuration des eaux de l'Escaut
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  Échangeur eau déposé
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  Turbine à l'arrêt
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  Tour aéroréfrigérante
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  Bâtiment alternateur
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  Alternateur
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  Salle de commandes
• 
  Salle de commandes

Tranche turbine à combustion 9000 B[modifier | modifier le code]

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Cette machine en cycle simple a été principalement utilisée en pointe, pour quelques heures de fonctionnement à chaque démarrage.

CCG - cycle combiné gaz[modifier | modifier le code]

Une nouvelle centrale à cycle combiné gaz a été construite à partir de juillet 2012^[1] et a été mise en service à l'été 2016. La turbine à combustion a quitté les ateliers GE de Belfort le 29 juin 2015^[11]. Dans ce type de centrale, la turbine à combustion fonctionne au combustible gazeux (gaz naturel) et entraine l'alternateur. Les gaz chauds en sortie de la turbine à combustion vaporisent l'eau dans une chaudière qui alimente une turbine à vapeur ; celle-ci entraine le même alternateur, d'où le nom de « cycle combiné à une seule ligne d'arbre ».

Cette nouvelle centrale permettra d'atteindre sa puissance maximale depuis l'arrêt en moins de 30 minutes avec un rendement atteignant 62,22 %^[12] (contre 58 % pour un CCG classique et 37 % pour une centrale au charbon)^[13].

Plus flexible, plus performant et moins polluant que l'ancienne installation, ce CCG permettra de répondre à la fluctuation croissante des besoins de production, dans un contexte où les énergies renouvelables, fortement intermittentes, occupent une place croissante dans le système électrique français.

Les CCG permettent de réduire de 50 % les émissions de CO₂, de diviser par trois les oxydes d'azote (NOx) et de supprimer les rejets d'oxydes de soufre (SO₂) par rapport aux moyens de production thermique à flamme « classiques » utilisant du combustible liquide (gazole ou fioul lourd)^[14]. En outre, lorsque la combustion utilise du gaz naturel, cela ne produit ni particules de poussières, ni odeurs ; mais, malgré leur nom, la plupart des turbines dites « à gaz » peuvent brûler divers combustibles liquides, et c'est la teneur en soufre du combustible utilisé qui provoque la présence d'oxydes de soufre à l'échappement. L'utilisation du gaz naturel comme combustible dans les CCGT présente donc des avantages notables en termes de pollution atmosphérique^[15],[16].

Le jeudi 17 décembre 2015, la turbine est allumée pour la première fois sur site à 14 h 30. Après un second allumage, elle atteint sa vitesse nominale (3 000 tr/min) à 17 h 5.

Le jeudi 21 janvier 2016 à 11 h 16, l’alternateur du Cycle Combiné Gaz de Bouchain est couplé au réseau électrique pour la première fois.

Mardi 1^er mars 2016, à 17 h 36, la nouvelle centrale gaz de Bouchain fonctionne pour la première fois en cycle combiné.

Le CCG atteint sa pleine puissance (575 MW) le 3 mars 2016 à 18 h 16^[17]. La puissance maximale est annoncée à 605 MW, avec en prime le record du monde de rendement (62,22 %) pour un cycle combiné enregistré au Guinness des records^[18].

La Mise en Service Industriel (MSI) du Cycle Combiné Gaz de Bouchain est déclarée mardi 26 juillet 2016, à 0 h^[19].

Vendredi 18 novembre 2016, une nouvelle étape est franchie sur le CCG : la production d’électricité atteint son premier TWh^[17].

Samedi 17 décembre 2016, soit un an jour pour jour après son premier feu, le cycle combiné comptabilise 4 000 heures de fonctionnement au compteur^[17]. En 2017, le Cycle Combiné Gaz de Bouchain a produit 3 TWh^[20].

En 2018, le cycle combiné a fonctionné 5 800 heures et produit 2,6 TWh^[21].

En 2020, le cycle combiné a produit 2,4 TWh^[22].

• 
  CCG principe de fonctionnement
• 
• 
• 

Notes et références[modifier | modifier le code]

Annexes[modifier | modifier le code]

Articles connexes[modifier | modifier le code]

• Liste des centrales thermiques du bassin minier du Nord-Pas-de-Calais
• Liste des centrales thermiques à flamme en France

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