FR3005143A1 - THERMAL INSTALLATION FOR THE PRODUCTION OF ELECTRICITY BY COMBUSTION - Google Patents
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Abstract
L'invention concerne une installation thermique (1) de production d'électricité par combustion, comprenant : - une chaudière (12) ; - un conduit d'évacuation des fumées de combustion (100) ; - un circuit principal (13) sur lequel sont disposés successivement un générateur de vapeur (10) en échange thermique avec la chaudière (12), au moins une turbine de détente de la vapeur (14a, 14b), un condenseur (16), une bâche de dégazage (17) et un compresseur de liquide (15) ; - des moyens de génération d'électricité (140) entraînés par l'au moins une turbine (14a, 14b) ; l'installation étant caractérisée en ce qu'elle comprend en outre un dispositif (30) mettant en échange thermique le conduit d'évacuation des fumées de combustion (100) et le circuit principal (13) entre le condenseur (16) et la bâche de dégazage (17). L'invention concerne en outre un dispositif pour l'amélioration des performances d'une installation thermique et un procédé de transfert thermique suivant un cycle thermodynamique dit « Rankine ».The invention relates to a thermal installation (1) for producing electricity by combustion, comprising: - a boiler (12); a flue gas discharge duct (100); - a main circuit (13) on which are arranged successively a steam generator (10) in heat exchange with the boiler (12), at least one steam expansion turbine (14a, 14b), a condenser (16), a degassing cover (17) and a liquid compressor (15); - power generation means (140) driven by the at least one turbine (14a, 14b); the installation being characterized in that it further comprises a device (30) putting in heat exchange the flue gas discharge duct (100) and the main circuit (13) between the condenser (16) and the cover degassing (17). The invention further relates to a device for improving the performance of a thermal installation and a thermal transfer method according to a thermodynamic cycle called "Rankine".
Description
DOMAINE TECHNIQUE GENERAL La présente invention concerne une installation thermique améliorée de production d'électricité. ETAT DE L'ART Les centrales électriques de grande puissance courantes sont des installations dans lesquelles de l'énergie thermique (fournie par des fumées de combustion, un réacteur nucléaire, un four de concentration des rayons solaires, etc.) est classiquement convertie en électricité via une turbine et un alternateur changeant l'état d'un fluide diphasique (qui est quasiment exclusivement l'eau dès lors que l'on dépasse l'ordre de grandeur du mégawatt pour la puissance électrique fournie) suivant le « cycle de Rankine ». Les centrales dites « thermiques » ou « à flamme » utilisent un combustible (pétrole, gaz, fioul, biomasse, déchets, etc.) brûlé dans un foyer en présence d'air, éventuellement enrichi en oxygène. Une chaudière permet le transfert de chaleur depuis les fumées de combustion pour chauffer et vaporiser l'eau. Dans des installations optimisées, ce cycle peut comprendre les étapes suivantes (les valeurs indiquées ci-dessous sont illustratives et non limitatives) : - compression (110 bar) d'eau liquide (dite « eau d'alimentation ») par une pompe d'eau liquide; - chauffage puis évaporation de cette eau dans la chaudière ; - surchauffe de la vapeur produite (500°C) ; - détente de cette vapeur dans une ou plusieurs turbines haute 30 pression (jusqu'à abaisser la température à 8 bar), produisant une énergie mécanique ; - resurchauffe de la vapeur d'eau (300°C) ; - détente dans une ou plusieurs turbines basse pression, produisant encore de l'énergie mécanique ; - condensation de la vapeur au niveau d'une « source froide »; - légère compression de l'eau liquide par une pompe dite « à condensats »; - passage de l'eau dans une bâche dégazante à une pression très légèrement supérieure à la pression atmosphérique (par exemple 1.2 bar); - recompression de l'eau à 110 bar, etc.GENERAL TECHNICAL FIELD The present invention relates to an improved thermal plant for the production of electricity. STATE OF THE ART Current large-scale power plants are installations in which thermal energy (supplied by combustion fumes, a nuclear reactor, a solar-concentrating furnace, etc.) is conventionally converted into electricity. via a turbine and an alternator changing the state of a two-phase fluid (which is almost exclusively water when the order of magnitude of the megawatt is exceeded for the supplied electrical power) following the "Rankine cycle" . The so-called "thermal" or "flame" plants use a fuel (oil, gas, fuel oil, biomass, waste, etc.) burned in a fireplace in the presence of air, possibly enriched with oxygen. A boiler allows the transfer of heat from the combustion fumes to heat and vaporize the water. In optimized installations, this cycle can comprise the following stages (the values indicated below are illustrative and not limiting): - compression (110 bar) of liquid water (called "feedwater") by a pump of liquid water; - Heating and evaporation of this water in the boiler; overheating of the steam produced (500 ° C); - Relaxing this steam in one or more high-pressure turbines (to lower the temperature to 8 bar), producing mechanical energy; - reheating of water vapor (300 ° C); - expansion in one or more low pressure turbines, still producing mechanical energy; - condensation of steam at a "cold source"; - slight compression of liquid water by a pump called "condensate"; - Passage of water in a degassing tarpaulin at a pressure slightly above atmospheric pressure (for example 1.2 bar); - recompression of water at 110 bar, etc.
La bâche dégazante a pour fonction importante d'évacuer les traces d'oxygène dissous dans l'eau d'alimentation. Le principe de cette bâche repose sur la loi d'Henry, qui stipule que la concentration maximale d'un gaz en solution, en équilibre avec une atmosphère contenant ce gaz, est proportionnelle à la pression partielle de ce gaz en ce point. L'oxygène se dissolvant mal dans l'eau chaude, une fraction de l'eau se vaporise dans la bâche, entrainant l'oxygène hors du circuit. Pour que l'eau liquide ait une température suffisante pour que la bâche puisse jouer son rôle, il est habituel d'utiliser de la chaleur d'un flux vapeur extraite de l'une ou l'autre des turbines. En sortie de la bâche, il est également courant de préchauffer l'eau avant de l'envoyer dans la chaudière, toujours avec de la vapeur extraite d'une turbine. En effet, il est connu de l'homme de métier que l'eau liquide doit être autant que possible chauffée par de la vapeur extraite des turbines.The degassing tarpaulin has the important function of evacuating traces of dissolved oxygen in the feedwater. The principle of this cover is based on Henry's Law, which states that the maximum concentration of a gas in solution, in equilibrium with an atmosphere containing this gas, is proportional to the partial pressure of this gas at this point. Oxygen dissolves badly in the hot water, a fraction of the water vaporizes in the tank, causing the oxygen out of the circuit. In order for the liquid water to have a sufficient temperature for the tank to play its role, it is usual to use heat from a steam stream extracted from one or the other of the turbines. At the outlet of the tarpaulin, it is also common to preheat the water before sending it into the boiler, always with steam extracted from a turbine. Indeed, it is known to those skilled in the art that the liquid water must be heated as much as possible by steam extracted from the turbines.
L'encyclopédie « Power Plant Engineering », ouvrage de référence en matière de grandes installations thermiques par Black et Veatch, enseigne même que le préchauffage complet de l'eau par la vapeur est « idéal » du point de vue thermodynamique. Pour reformuler encore, l'optimisation d'un cycle de Rankine 30 nécessite donc de préchauffer au maximum l'eau condensée en aval d'une turbine à vapeur au moyen de vapeur extraite de cette turbine.The encyclopedia "Power Plant Engineering", a reference book on large thermal installations by Black and Veatch, even teaches that the complete preheating of water by steam is "ideal" from a thermodynamic point of view. To further reformulate, the optimization of a Rankine cycle 30 therefore requires preheating the condensed water downstream of a steam turbine as much as possible by means of steam extracted from this turbine.
Cette encyclopédie propose ainsi des architectures dans lesquelles l'eau liquide sortant du condenseur est préchauffée une première fois par de la vapeur extraite par la turbine basse pression, puis une deuxième fois au niveau de la bâche par la vapeur extraite de la turbine haute pression, puis une troisième fois en sortie du compresseur à nouveau par de la vapeur extraite de la turbine haute pression. La théorie de RANKINE pour maximiser la production électrique voudrait en effet que de la vapeur soit extraite de manière continue « tout au long de la turbine » pour chauffer de manière continue l'eau liquide 10 jusqu'à son ébullition. L'homme du métier cherche par conséquent aujourd'hui à maximiser le nombre d'extractions de vapeur des turbines afin de réchauffer progressivement cette eau liquide. On connait des très grandes installations (>500 MWé) avec jusqu'à douze extractions de vapeur à divers points des 15 turbines. L'eau atteint ainsi 100°C par la seule influence de la vapeur extraite. Il est toutefois délicat d'extraire de la vapeur à des températures encore plus élevées dans la mesure chaque extraction de la turbine (a 20 fortiori lorsque l'extraction est en amont de la turbine), dégrade localement l'écoulement de la vapeur et altère la production d'énergie mécanique. Il est ainsi connu d'utiliser la chaleur résiduelle des fumées en sortie de la chaudière pour préchauffer encore davantage l'eau liquide avant de l'envoyer dans la chaudière pour évaporation. Cela se fait généralement en 25 utilisant un « économiseur », qui est un échangeur onéreux conçu pour résister aux fumées de combustion et éventuellement aux composés acides qu'elles peuvent contenir (S03, HCI, acide acétique, etc.). Un autre économiseur peut permettre également la récupération de la chaleur résiduelle des fumées pour préchauffer l'air de combustion (l'air 30 frais chargé en oxygène qui est injecté dans le foyer). Toutefois, si les fumées sont en contact avec un point froid, de la condensation d'acide peut survenir sur les parois de l'économiseur, ce qui va lentement mais surement le corroder. Cette condensation est variable selon beaucoup de paramètres (composition des combustibles, teneur en vapeur d'eau, présence d'alcalins, etc.) mais se produit généralement vers 60 à 90°C.This encyclopedia thus proposes architectures in which the liquid water leaving the condenser is preheated a first time by the steam extracted by the low pressure turbine, then a second time at the level of the tank by the steam extracted from the high pressure turbine, then a third time at the outlet of the compressor again with steam extracted from the high pressure turbine. RANKINE's theory of maximizing electrical output would indeed require that steam be continuously extracted "throughout the turbine" to continuously heat the liquid water until it boils. The person skilled in the art therefore seeks today to maximize the number of steam extractions from the turbines in order to gradually heat up this liquid water. Very large installations (> 500 MWe) are known with up to twelve steam extractions at various points of the turbines. The water thus reaches 100 ° C by the sole influence of the extracted steam. However, it is difficult to extract steam at even higher temperatures since each extraction of the turbine (especially when the extraction is upstream of the turbine) locally degrades the flow of steam and alters the production of mechanical energy. It is thus known to use the residual heat of the fumes at the outlet of the boiler to further preheat the liquid water before sending it into the boiler for evaporation. This is generally done by using an "economizer", which is an expensive exchanger designed to withstand the combustion fumes and possibly the acidic compounds they may contain (S03, HCl, acetic acid, etc.). Another economizer may also allow the recovery of residual heat from the flue gases to preheat the combustion air (the fresh air charged with oxygen that is injected into the firebox). However, if the fumes are in contact with a cold spot, acid condensation may occur on the walls of the economizer, which will slowly but surely corrode it. This condensation is variable according to many parameters (fuel composition, water vapor content, presence of alkalis, etc.) but usually occurs at 60 to 90 ° C.
Comme l'air extérieur est par définition à température variable, il est courant (et particulièrement lorsque l'on brûle de la biomasse) de préchauffer - à nouveau avec de la vapeur extraite de la turbine basse pression - l'air de combustion jusqu'à 100°C environ avant de l'envoyer dans l'économiseur.As outdoor air is by definition variable in temperature, it is common (and particularly when burning biomass) to preheat - again with steam extracted from the low pressure turbine - combustion air up to at about 100 ° C before sending it to the economizer.
Ce faisant, on protège de la corrosion l'économiseur entre l'air et les fumées, mais les fumées sortent alors à des températures qui sont fréquemment à 140/160°C, d'où un potentiel d'énergie encore exploitable. Ce potentiel énergétique est d'autant plus important dans les cas où : - l'air de combustion est enrichi en oxygène, voire consiste en de l'oxygène pur (ce qui est souvent mis en oeuvre pour les incinérateurs), car en effet il est dangereux de trop chauffer de l'air présentant un taux élevé d'oxygène puisqu'il peut alors attaquer les métaux, voire les brûler ; - le combustible introduit en chaudière est « lourd » (c'est-à-dire qu'il a une masse importante comparée à celle de l'air nécessaire à sa combustion : charbon, biomasse, déchets... à l'opposé du gaz naturel (CH4) ou à l'extrême de l'hydrogène pur H2), car le débit massique des fumées (somme des débits massiques de l'air de combustion et du combustible) est alors nettement plus important que celui de l'air de combustion, ce qui fait qu'il a plus d'énergie à transmettre que l'air ne peut en absorber, ou autrement dit, que les fumées baisseront moins en température que l'air ne s'élèvera en température pour la même puissance transférée des fumées vers l'air. Si dans les environs de l'installation, il existe un besoin de chaleur 30 basse température, par exemple un réseau urbain avec de l'eau à 80C, il est alors connu de l'homme de l'art de mettre un dernier échangeur dans les fumées pour alimenter ce réseau de chaleur extérieur (cogénération).In doing so, the economizer is protected from corrosion between the air and the fumes, but the fumes then come out at temperatures that are frequently at 140/160 ° C, hence a potential of still exploitable energy. This energy potential is even more important in cases where: - the combustion air is enriched in oxygen, or even consists of pure oxygen (which is often used for incinerators), because in fact it is dangerous to overheat air with a high oxygen content since it can then attack the metals, or even burn them; - the fuel introduced into a boiler is "heavy" (that is to say, it has a large mass compared to that of the air necessary for its combustion: coal, biomass, waste ... in opposition to natural gas (CH4) or at the extreme of pure hydrogen H2), because the mass flow rate of the fumes (sum of the mass flow rates of combustion air and fuel) is then much greater than that of air of combustion, which means that it has more energy to transmit than the air can absorb, or in other words, that the fumes will drop less in temperature than the air will rise in temperature for the same power transferred fumes to the air. If in the vicinity of the installation, there is a need for low temperature heat, for example an urban network with water at 80 ° C, it is then known to those skilled in the art to put a last exchanger in fumes to supply this external heat network (cogeneration).
Mais ce cas de figure est rare, car souvent ces installations sont construites loin des zones résidentielles afin de minimiser les risques environnementaux (incendie, etc.) ou les contraintes sociétales (les habitants ne veulent pas supporter le trafic de camions, ou voir l'usine).But this scenario is rare, because often these facilities are built away from residential areas to minimize environmental risks (fire, etc.) or societal constraints (residents do not want to support the truck traffic, or see the factory).
D'autre part, et particulièrement dans le cas de la biomasse, ces installations sont conçues pour des conditions « nominales » : combustible présentant des caractéristiques bien définies, air extérieur à 15°C, besoin de chaleur d'un client vapeur (cas des cogénérations) de X T/heure de vapeur à telle pression, etc. La réalité opérationnelle est naturellement différente du cas nominal. Les divers automatismes permettent de compenser les irrégularités d'un certain nombre de ces paramètres, mais on constate que la température de sortie des fumées fluctue toujours d'une vingtaine de degrés. La conception doit forcément intégrer cela et prévoir une « marge de sécurité » pour éviter que les fumées sortent trop froides avec un combustible qui pourrait introduire des acides (une simple bouteille de plastique PVC jetée par mégarde dans le combustible génèrera de l'acide chlorhydrique) et puissent corroder un élément de l'installation. L'homme de l'art sait également refroidir fortement ces fumées afin de provoquer la condensation de la vapeur d'eau contenue dans les fumées. C'est ce qu'on appelle les chaudières « à condensation ». Si on peut valoriser (réseau de chaleur) de l'énergie à une température inférieure au point de rosée des fumées (typiquement 50 à 60°C) alors on récupère ainsi une quantité importante de chaleur, en minimisant les problèmes de corrosion. En effet, les acides vont se condenser mais seront très dilués par l'eau ce qui diminuera le potentiel corrosif. Ainsi, soit la température des fumées reste très élevée, soit on 30 provoque sa condensation complète, mais à condition de disposer d'une source froide adéquate. Dans tous les cas, l'énergie des fumées ne peut pas être valorisée en électricité.On the other hand, and particularly in the case of biomass, these installations are designed for "nominal" conditions: fuel with well-defined characteristics, outdoor air at 15 ° C, heat requirement of a steam customer (case of cogeneration) of XT / hour of steam at such pressure, etc. The operational reality is naturally different from the nominal case. The various automations make it possible to compensate for the irregularities of a certain number of these parameters, but it is found that the outlet temperature of the fumes always fluctuates by about twenty degrees. The design must necessarily incorporate this and provide a "safety margin" to prevent the fumes come out too cold with a fuel that could introduce acids (a simple bottle of PVC plastic inadvertently thrown into the fuel will generate hydrochloric acid) and can corrode an element of the installation. Those skilled in the art also know how to greatly cool these fumes in order to cause the condensation of the water vapor contained in the fumes. This is called "condensing" boilers. If we can value (heat network) energy at a temperature below the dew point of the fumes (typically 50 to 60 ° C) then we recover a significant amount of heat, minimizing corrosion problems. Indeed, the acids will condense but will be very diluted by water which will reduce the corrosive potential. Thus, either the flue gas temperature remains very high, or its complete condensation is caused, but provided that a suitable cold source is available. In all cases, the smoke energy can not be used for electricity.
Il serait par conséquent intéressant de pouvoir augmenter encore le rendement global de ces installations de production électrique indépendamment de leur environnement, tout en évitant le moindre risque de corrosion.It would therefore be interesting to be able to further increase the overall performance of these power generation facilities regardless of their environment, while avoiding the risk of corrosion.
PRESENTATION DE L'INVENTION Selon un premier aspect, l'invention concerne une installation thermique de production d'électricité par combustion, comprenant : - une chaudière ; - un conduit d'évacuation des fumées de combustion ; - un circuit principal sur lequel sont disposés successivement un générateur de vapeur en échange thermique avec la chaudière, au moins une turbine de détente de la vapeur, un condenseur, une bâche de dégazage et un compresseur de liquide ; - des moyens de génération d'électricité entraînés par l'au moins une turbine L'installation étant caractérisée en ce qu'elle comprend en outre un dispositif mettant en échange thermique le conduit d'évacuation des fumées 20 de combustion et le circuit principal entre le condenseur et la bâche de dégazage. L'installation selon l'invention est avantageusement complétée par les caractéristiques suivantes, prises seules ou en une quelconque de leur combinaison techniquement possible : 25 - le dispositif comprend un circuit de fluide caloporteur sur lequel sont disposés : - un premier échangeur mettant en prise le conduit d'évacuation des fumées et le circuit de fluide caloporteur ; - un deuxième échangeur mettant en prise le circuit principal et le 30 circuit de fluide caloporteur. - le dispositif comprend en outre une sonde disposée dans le conduit d'évacuation des fumées à proximité du premier échangeur, et des moyens de régulation de la température de fluide caloporteur au niveau du premier échangeur en fonction de paramètres des fumées mesurées par la sonde ; - les moyens de régulation comprennent une pompe régulant le débit de fluide caloporteur dans le premier échangeur et/ou une vanne trois voies 5 régulant la proportion de fluide caloporteur issu du premier échangeur transmise au deuxième échangeur ; - dans laquelle les paramètres mesurés par la sonde sont au moins un paramètre caractéristique d'un potentiel de corrosion et/ou une température des fumées, la température de fluide caloporteur au niveau du premier 10 échangeur étant régulée de telle sorte que la température des fumées au niveau du premier échangeur soit supérieure au point de rosée acide des fumées ; - le fluide caloporteur présente une température comprise entre 70°C et 110°C en sortie du premier échangeur lorsque le dispositif est en 15 fonctionnement nominal ; - le fluide caloporteur est de l'eau liquide ou vapeur, à une pression comprise entre 0.6 bar et 1.5 bar, le premier échangeur étant un évaporateur et le deuxième échangeur étant un condenseur ; - le fluide caloporteur est de l'eau liquide à une pression d'au moins 3 20 bar ; - le conduit d'évacuation des fumées comprend des moyens de traitement des fumées, le dispositif étant disposé en sortie des moyens de traitement des fumées ; - la bâche dégazante est alimentée par une première branche du circuit 25 principal pour l'extraction de vapeur depuis une turbine ; - l'installation comprend au moins deux turbines dont une première turbine et une deuxième turbine, le circuit principal comprenant une deuxième branche pour l'extraction de vapeur depuis la deuxième turbine, la deuxième branche étant en échange thermique avec le circuit au niveau 30 d'un premier échangeur de préchauffage disposé sur le circuit principal entre le condenseur et le dispositif. - le circuit de vapeur comprend une troisième branche pour l'extraction de vapeur depuis la première turbine, la troisième branche étant en échange thermique avec le circuit principal au niveau d'un deuxième échangeur de préchauffage disposé sur le circuit principal en aval de la bâche dégazante ; - l'au moins un deuxième échangeur du dispositif met en prise le circuit de fluide caloporteur et le circuit principal entre le premier échangeur de préchauffage et la bâche de dégazage ; - le dispositif comprend un deuxième échangeur additionnel mettant en 10 prise le circuit de fluide caloporteur et le circuit principal entre le condenseur et le premier échangeur de préchauffage. Selon un deuxième aspect, l'invention propose un dispositif pour l'amélioration des performances d'une installation thermique de production 15 d'électricité par combustion, l'installation comprenant une chaudière ; un conduit d'évacuation des fumées de combustion ; un circuit principal sur lequel sont disposés successivement un générateur de vapeur en échange thermique avec la chaudière, au moins une turbine de détente de la vapeur, un condenseur, une bâche de dégazage et un compresseur de liquide ; des 20 moyens de génération d'électricité entraînés par les turbines ; le dispositif étant caractérisé en ce qu'il met en échange thermique le conduit d'évacuation des fumées de combustion et le circuit principal entre le condenseur et la bâche de dégazage. 25 Selon un troisième aspect, un procédé de transfert thermique suivant un cycle thermodynamique dit « Rankine » mis en oeuvre par une installation thermique de production d'électricité par combustion comprenant une chaudière ; un conduit d'évacuation des fumées de combustion ; un circuit principal sur lequel sont disposés successivement un générateur de 30 vapeur en échange thermique avec la chaudière, au moins une turbine de détente de la vapeur, un condenseur, une bâche de dégazage et un compresseur de liquide ; le procédé étant caractérisé en ce qu'il comprend des étapes de : - évaporation d'eau liquide en vapeur d'eau dans le circuit au niveau du générateur de vapeur ; 5 - détente de la vapeur d'eau dans l'au moins une turbine; - condensation de la vapeur d'eau en eau liquide dans le condenseur ; - préchauffage de l'eau liquide au niveau d'un dispositif en échange thermique avec le circuit d'évacuation des fumées de combustion ; - dégazage de l'eau liquide dans la bâche dégazante ; 10 - compression de l'eau liquide par le compresseur. PRESENTATION DES FIGURES D'autres caractéristiques, buts et avantages de l'invention 15 ressortiront de la description qui suit, qui est purement illustrative et non limitative, et qui doit être lue en regard des dessins annexés sur lesquels : - la figure 1 est un schéma d'une installation thermique conforme à l'art antérieur ; - la figure 2 est un schéma d'un mode de réalisation d'une installation 20 thermique selon l'invention. DESCRIPTION DETAILLEE Architecture générale 25 La figure 1 représente une installation thermique 1 de production d'électricité selon l'art antérieur, conforme au mode de réalisation optimisé décrit précédemment. La figure 2 représente une installation 1 selon l'invention, 30 correspondant en particulier à l'installation représentée à la figure 1, équipée en plus du dispositif 30 d'amélioration des performances énergétiques. On comprendra toutefois que l'invention n'est pas limitée à ce mode de réalisation. Cette installation 1 (connue ou selon l'invention) utilise l'énergie d'une combustion, que ce soit de gaz, de fioul, de pétrole, mais également 5 de déchets ou de biomasse, cas qui seront discutés plus en détail plus loin. L'installation 1 comprend une chaudière 12 présentant un foyer 120, dans lequel le combustible est brulé. De tels foyers sont connus de l'homme du métier, et on comprendra que l'invention n'est limitée à aucune géométrie ni dimensionnement particulier. La chaudière 12 est en échange 10 thermique avec un circuit de principal 13 au niveau d'au moins un générateur de vapeur 10. Ce circuit principal 13 est un circuit dans lequel de l'eau circule sous les états liquide ou gazeux (vapeur d'eau). On définira la position des éléments sur ce circuit 13 selon le sens d'écoulement de l'eau liquide/vapeur : par exemple, par « vers l'amont », on entend selon le sens 15 inverse de l'écoulement. Le générateur de vapeur 10, au sein duquel l'eau (à très haute pression) se vaporise en vapeur, est suivi sur le circuit 13 d'un surchauffeur 11, situé également au niveau de la chaudière, au plus proche du foyer 120. Le surchauffeur 10 est par exemple un échangeur gaz/gaz à tubes, 20 permettant de monter en température la vapeur jusqu'à 500°C. Cette surchauffe prévient la condensation de la vapeur lors de son turbinage. En sortie de la chaudière 12, un conduit d'évacuation des fumées de combustion 100 reçoit et transporte les fumées jusqu'à une cheminée 113 où elles sont rejetées dans l'atmosphère. Avant ce rejet, les fumées sont 25 traitées via des moyens de traitement des fumées 110, qui comprennent généralement un cyclone 111 (pour la récupération des poussières solides dans les fumées) et un ventilateur d'exhaure 112 (également appelé ventilateur de tirage). Les moyens de traitement des fumées 110 peuvent également comprendre des filtres et des unités chimiques. 30 Au début du conduit 100, malgré le transfert de chaleur au surchauffeur 11 puis au générateur de vapeur 10, les fumées sont encore très chaudes.PRESENTATION OF THE INVENTION According to a first aspect, the invention relates to a thermal installation for producing electricity by combustion, comprising: - a boiler; - a flue gas exhaust duct; a main circuit on which are successively arranged a steam generator in heat exchange with the boiler, at least one steam expansion turbine, a condenser, a degassing tank and a liquid compressor; - Means for generating electricity driven by the at least one turbine The installation being characterized in that it further comprises a device putting in heat exchange the flue gas discharge pipe 20 and the main circuit between the condenser and the degassing tank. The installation according to the invention is advantageously completed by the following characteristics, taken alone or in any of their technically possible combination: the device comprises a heat transfer fluid circuit on which are arranged: a first heat exchanger engaging the flue gas discharge duct and heat transfer fluid circuit; a second heat exchanger putting into engagement the main circuit and the heat transfer fluid circuit. - The device further comprises a probe disposed in the flue gas duct near the first heat exchanger, and means for regulating the coolant temperature at the first heat exchanger according to smoke parameters measured by the probe; - The regulating means comprise a pump regulating the flow of heat transfer fluid in the first exchanger and / or a three-way valve 5 regulating the proportion of heat transfer fluid from the first exchanger transmitted to the second exchanger; in which the parameters measured by the probe are at least one characteristic parameter of a corrosion potential and / or a flue gas temperature, the coolant temperature at the first exchanger being regulated so that the temperature of the fumes at the level of the first exchanger is greater than the acidic dew point of the fumes; the heat transfer fluid has a temperature of between 70 ° C. and 110 ° C. at the outlet of the first exchanger when the device is in nominal operation; - The heat transfer fluid is liquid water or steam, at a pressure between 0.6 bar and 1.5 bar, the first exchanger being an evaporator and the second exchanger being a condenser; - The heat transfer fluid is liquid water at a pressure of at least 3 bar; - The flue gas exhaust duct comprises smoke treatment means, the device being disposed at the outlet of the flue gas treatment means; the degassing tarpaulin is fed by a first branch of the main circuit for extracting steam from a turbine; the installation comprises at least two turbines including a first turbine and a second turbine, the main circuit comprising a second branch for extracting steam from the second turbine, the second branch being in heat exchange with the circuit at the level of a first preheating exchanger disposed on the main circuit between the condenser and the device. the steam circuit comprises a third branch for extracting steam from the first turbine, the third branch being in heat exchange with the main circuit at a second preheating exchanger disposed on the main circuit downstream of the tank; degassing; - The at least one second exchanger of the device engages the heat transfer fluid circuit and the main circuit between the first preheating exchanger and the degassing cover; the device comprises a second additional exchanger putting into engagement the coolant circuit and the main circuit between the condenser and the first preheating exchanger. According to a second aspect, the invention proposes a device for improving the performance of a thermal plant for producing electricity by combustion, the installation comprising a boiler; a flue gas exhaust duct; a main circuit on which are successively arranged a steam generator in heat exchange with the boiler, at least one steam expansion turbine, a condenser, a degassing tank and a liquid compressor; electricity generating means driven by the turbines; the device being characterized in that it puts in heat exchange the flue gas exhaust duct and the main circuit between the condenser and the degassing tank. According to a third aspect, a thermal transfer process according to a "Rankine" thermodynamic cycle implemented by a thermal plant for producing electricity by combustion comprising a boiler; a flue gas exhaust duct; a main circuit on which are arranged successively a steam generator in heat exchange with the boiler, at least one steam expansion turbine, a condenser, a degassing tank and a liquid compressor; the method being characterized in that it comprises steps of: - evaporation of liquid water in water vapor in the circuit at the steam generator; 5 - expansion of the water vapor in the at least one turbine; condensation of the water vapor in liquid water in the condenser; - Preheating the liquid water at a device in heat exchange with the flue gas discharge circuit; degassing the liquid water in the degassing tarpaulin; 10 - compression of the liquid water by the compressor. PRESENTATION OF THE FIGURES Other characteristics, objects and advantages of the invention will emerge from the description which follows, which is purely illustrative and nonlimiting, and which should be read with reference to the accompanying drawings, in which: FIG. diagram of a thermal installation according to the prior art; FIG. 2 is a diagram of one embodiment of a thermal installation according to the invention. DETAILED DESCRIPTION General Architecture FIG. 1 represents a thermal power plant 1 for producing electricity according to the prior art, in accordance with the optimized embodiment described above. FIG. 2 represents an installation 1 according to the invention, corresponding in particular to the installation represented in FIG. 1, equipped in addition with the device 30 for improving energy performance. However, it will be understood that the invention is not limited to this embodiment. This installation 1 (known or according to the invention) uses the energy of a combustion, whether of gas, fuel oil or petroleum, but also waste or biomass, which will be discussed in more detail later on. . The installation 1 comprises a boiler 12 having a focal point 120, in which the fuel is burned. Such foci are known to those skilled in the art, and it will be understood that the invention is not limited to any particular geometry or dimensioning. The boiler 12 is in heat exchange with a main circuit 13 at at least one steam generator 10. This main circuit 13 is a circuit in which water circulates under the liquid or gaseous states (steam of water). The position of the elements on this circuit 13 will be defined according to the direction of flow of the liquid / vapor water: for example, "upstream" means in the reverse direction of the flow. The steam generator 10, in which water (at very high pressure) vaporizes vapor, is followed on the circuit 13 of a superheater 11, also located at the boiler, closest to the hearth 120. The superheater 10 is, for example, a tube gas / gas exchanger for heating the temperature up to 500 ° C. This overheating prevents condensation of the steam during its turbining. At the outlet of the boiler 12, a flue gas exhaust duct 100 receives and transports the flue gas to a chimney 113 where it is discharged into the atmosphere. Prior to this discharge, the flue gases are treated via flue gas treatment means 110, which generally comprise a cyclone 111 (for the recovery of solid dust in the flue gases) and a dewatering fan 112 (also known as a draft fan). The flue gas treatment means 110 may also comprise filters and chemical units. At the beginning of the duct 100, despite the heat transfer to the superheater 11 and then to the steam generator 10, the flue gases are still very hot.
Un premier économiseur 18 tel que décrit précédemment est disposé en entrée du conduit 100, et permet de préchauffer l'eau liquide qui entre dans le générateur de vapeur 10. En sortie du premier économiseur 18, un deuxième économiseur 21 peut mettre en prise le conduit 100 avec un conduit d'air de combustion 20. Ce deuxième conduit 20 permet l'extraction d'air frais atmosphérique chargé en oxygène pour injection dans le foyer 120 de la chaudière 12. Grâce au deuxième économiseur 21, cet air de combustion est préchauffé de sorte à réduire la quantité d'énergie consommée pour amener cet air à la température de combustion.A first economizer 18 as described above is disposed at the inlet of the duct 100, and makes it possible to preheat the liquid water entering the steam generator 10. At the output of the first economizer 18, a second economizer 21 can engage the duct 100 with a combustion air duct 20. This second duct 20 allows the extraction of atmospheric fresh air charged with oxygen for injection into the furnace 120 of the boiler 12. With the second economizer 21, this combustion air is preheated so as to reduce the amount of energy consumed to bring this air to the combustion temperature.
L'air de combustion peut être de l'air atmosphérique, mais également de l'air pressurisé et/ou de l'air enrichi en oxygène, voire de l'oxygène pur. La vapeur d'eau surchauffée circulant dans le circuit 13 est détendue successivement dans au moins une turbine, et avantageusement au moins deux turbines (ou groupes de turbines) : un première turbine 14a (turbine Haute Pression) puis une deuxième turbine 14b (turbine Basse Pression). La ou les turbines 14a, 14b sont reliées à un ou plusieurs générateurs d'électricité 140 (les turbines 14a, 14b peuvent par exemple partager un axe commun, voire être dans le même carter, les deux turbines décrites étant alors simplement deux étages (un étage étant composé d'une rangée d'ailettes du rotor) de la même turbine). Le nombre de turbines dépend de la puissance : jusqu'à 20 à 30 MWé il n'y en a généralement qu'une, laquelle doit être divisée au-delà pour des questions de taille (le nombre de turbines/étages peut être largement supérieur à deux). Dans la suite de la présente description on prendra l'exemple de deux turbines indépendantes, mais on comprendra que l'invention n'est pas limitée à cette configuration, et que la présence d'une turbine suffit pour mettre en oeuvre le cycle de Rankine. Entre les première et deuxième turbines 14a, 14b, la vapeur peut 30 subir une resurchauffe (non représentée). La vapeur deux fois détendue mais toujours à l'état gazeuse (ou diphasique mais majoritairement gazeuse) est condensée dans le condenseur 16, à une température comprise entre 10 et 60°C. En sortie de ce dernier, une pompe à condensats 150 opère une légère remontée en pression. Avant de repasser dans le générateur de vapeur 10, l'eau liquide peut subir plusieurs remontées en températures qui seront détaillées plus loin. Dans tous les cas, elle traverse une bâche dégazeuse 17 au niveau de laquelle elle libère l'oxygène dissous qu'elle contient, puis subit une forte compression (typiquement 110 bar) au niveau du compresseur 15.The combustion air may be atmospheric air, but also pressurized air and / or air enriched with oxygen, or even pure oxygen. The superheated steam circulating in the circuit 13 is successively expanded in at least one turbine, and advantageously at least two turbines (or groups of turbines): a first turbine 14a (high pressure turbine) then a second turbine 14b (low turbine Pressure). The turbine or turbines 14a, 14b are connected to one or more electricity generators 140 (the turbines 14a, 14b may, for example, share a common axis, or even be in the same casing, the two turbines described being then simply two stages (one stage consisting of a row of rotor blades) of the same turbine). The number of turbines depends on the power: up to 20 to 30 MWe there is usually only one, which must be divided beyond that for size issues (the number of turbines / stages can be much higher together). In the following description we will take the example of two independent turbines, but it will be understood that the invention is not limited to this configuration, and that the presence of a turbine is sufficient to implement the Rankine cycle. . Between the first and second turbines 14a, 14b, the steam may be reheated (not shown). The twice-expanded vapor, still in the gaseous state (or two-phase but mostly gaseous) is condensed in the condenser 16, at a temperature between 10 and 60 ° C. At the outlet of the latter, a condensate pump 150 operates a slight rise in pressure. Before returning to the steam generator 10, the liquid water can undergo several rise in temperatures which will be detailed below. In all cases, it passes through a degassing cover 17 at which it releases the dissolved oxygen it contains, then undergoes a high compression (typically 110 bar) at the compressor 15.
Préchauffage de l'eau liquide L'installation 1 selon l'invention se distingue des installations optimisées connues en la façon de préchauffer l'eau liquide avant vaporisation.Preheating the liquid water The plant 1 according to the invention differs from the optimized installations known in the manner of preheating the liquid water before vaporization.
En particulier, comme visible sur la figure 2, elle comprend un dispositif 30 pour l'amélioration des performances énergétique qui met en échange thermique le circuit d'évacuation des fumées de combustion 100 et le circuit principal 13. Mais par rapport aux économiseurs classiques (en particulier le premier économiseur 18), ce dispositif 30 se distingue notamment en ce qu'il est disposé sur le circuit 13 entre le condenseur 16 et la bâche de dégazage 17. Ce dispositif 30 chauffe avantageusement les condensats à une température de 80°C à 100°C et remplace partiellement une ou plusieurs des extractions de vapeur des turbines 14a, 14b (via les branches 130a 130b ,130c qui seront décrites plus en détail dans la suite de la présente description). Cela peut sembler paradoxal à première vue, dans la mesure où comme expliqué précédemment l'idéal thermodynamique consiste en un préchauffage de l'eau liquide par la seule énergie de la vapeur prélevée.In particular, as can be seen in FIG. 2, it comprises a device 30 for improving energy performance which puts in heat exchange the flue gas exhaust system 100 and the main circuit 13. But compared with conventional economizers ( in particular the first economizer 18), this device 30 is particularly distinguished in that it is disposed on the circuit 13 between the condenser 16 and the degassing cover 17. This device 30 advantageously heats the condensates at a temperature of 80 ° C. at 100 ° C and partially replaces one or more of the steam extractions of the turbines 14a, 14b (via the branches 130a 130b, 130c which will be described in more detail later in this description). This may seem paradoxical at first glance, since, as explained above, the thermodynamic ideal consists of a preheating of the liquid water by the sole energy of the sampled vapor.
Le dispositif 30 n'a toutefois pas vocation à fournir toute l'énergie nécessaire au réchauffage des condensats et à être ainsi en contradiction avec les conclusions des experts qui ont cherché à optimiser le cycle de Rankine. En effet, en apportant aux condensats de la chaleur qui serait autrement rejetée à l'atmosphère et perdue (puisque comme l'on va voir le 5 dispositif 30 permet d'abaisser la température des fumées d'encore 20°C voire 40°C sans augmenter le risque de corrosion), on évite d'extraire une certaine quantité de vapeur (autour de 3 bar) des turbines 14a, 14b. Cette vapeur reste dans les turbines 14a, 14b et permet, en se détendant complètement, une hausse de la production d'électricité supérieure à la 10 perte due au fait que le nouveau cycle s'écarte légèrement du cycle thermodynamique parfait. Le dispositif 30 va à ce titre à l'encontre de l'enseignement traditionnel qui affirme que l'optimisation d'un cycle de Rankine nécessite de préchauffer au maximum l'eau condensée en aval d'une turbine à vapeur 15 au moyen de vapeur extraite de cette turbine. D'un point de vue énergétique, baisser les fumées de 40°C permet de récupérer de façon supplémentaire jusqu'à 2% de la puissance thermique de la chaudière, alors que réchauffer les condensats jusqu'à 100°C peut nécessiter au total 3 à 4% de cette puissance (suivant le 20 dimensionnement de l'installation). Les calculs montrent que la détente jusqu'à 0.1 bar de la vapeur non-extraite permet d'obtenir 0.4% d'électricité en plus. Cela peut sembler faible, mais dans la mesure où le rendement électrique typique d'une grande installation de combustion de biomasse 25 n'est que d'un tiers, l'augmentation relative de la production d'électricité par rapport à l'art antérieur est alors supérieure à 1.2%, ce qui est au final très rentable pour des grosses installations (plusieurs dizaines voire centaines de milliers d'euros par an selon la taille). Des modes de réalisation particulièrement avantageux du dispositif 30 30 vont être décrits par la suite. Comme expliqué, ce dernier ne remplace pas le préchauffage de l'eau à l'aide d'extraction de vapeur, c'est pourquoi comme l'on voit sur la figure 2 que l'installation 1 comprend toujours une alimentation de la bâche dégazante 17 via une première branche 130a du circuit principal 13 pour l'extraction de vapeur depuis une des turbines 14a, 14b. En complément, l'installation 1 comprend une deuxième branche 5 130b pour l'extraction de vapeur depuis la deuxième turbine 14b et/ou une troisième branche 130c pour l'extraction de vapeur depuis la première turbine 14a, la deuxième branche 130b étant en échange thermique avec le circuit 13 au niveau d'un premier échangeur de préchauffage 131a et/ou la troisième branche 130c étant en échange thermique avec le circuit 13 au 10 niveau d'un deuxième échangeur de préchauffage 131b. Les premier et deuxième échangeurs 131a, 131b sont disposés de part et d'autre de la bâche dégazante 17 comme représenté sur la figure 2. Le dispositif 30 est avantageusement disposé en sortie du premier échangeur de préchauffage 131a (en d'autres termes juste avant la bâche 15 dégazante 17). Il permet donc de limiter l'extraction de vapeur à un niveau de température supérieur à celui du dispositif 30, en particulier l'extraction via la première branche 130a (d'où plus de vapeur conservée dans la deuxième turbine 14b). On comprendra toutefois que selon les niveaux de température et de 20 pression du circuit principal 13 et la configuration des turbines 14a, 14b, il peut être plus intéressant de placer le dispositif 30 en amont du premier échangeur de préchauffage 131a, voire de supprimer ce dernier (ainsi que la deuxième branche 130b). A titre d'exemple numérique pour une centrale à biomasse, le 25 premier échangeur de préchauffage 131a peut monter les condensats à 90°C avec de la vapeur extraite à environ 1.5 bar, puis la bâche dégazante 17 est chauffée à 120°C par de la vapeur à 3 bar. De par la température particulièrement élevée obtenue dès la sortie du premier échangeur 131a, il devient plus intéressant de placer le dispositif 30 en amont de celui-ci, de 30 sorte que c'est l'extraction via la deuxième branche 130b plutôt que la première branche 130c qui peut être réduite. La présente installation n'est ainsi limitée à aucune configuration en particulier, il importe seulement que le dispositif 30 soit disposé entre le condenseur 16 et la bâche dégazante 17. Par ailleurs, on notera que l'extraction de vapeur sur la deuxième branche 130b, est généralement « non-régulée ». Cela signifie que la pression de la vapeur extraite de la deuxième turbine 14b, n'est pas constante. Elle varie par exemple en fonction de la température extérieure qui influe sur la température du condenseur 16 et donc la pression de celui-ci. Les variations de pression du condenseur « remontent » alors la turbine 14b entrainant des variations de pression au niveau de la branche 130b. A l'inverse, les pressions des extractions de turbines Haute Pression telle la première turbine 14a sont « régulées » à une pression constante, de façon à garantir leur utilisation sur un process en aval. Les sorties « non régulées » perturbent moins les écoulements dynamiques dans la turbine (d'où plus de puissance mécanique) et sont donc utilisées pour réchauffer les condensats. Cela entraîne alors que la température des condensats sortant du premier échangeur de préchauffage 131a n'est pas constante et variera par exemple de 75 à 95°C selon les jours. Par contre, la bâche dégazeuse 17 sera elle maintenue en permanence à la même température (120°C dans l'exemple) par un appoint en chaleur d'une sortie « régulée » au niveau de l'extraction de la première branche 130a. Il sera décrit plus loin une architecture du dispositif 30 particulièrement adaptée au cas d'extractions « non-régulées » de vapeur. Pour résumer, dans le mode de réalisation avantageux représenté par la figure 2 (correspondant à une installation standard dans laquelle la température de l'eau liquide en sortie du premier échangeur de préchauffage 131a est de l'ordre de 60-70°C), l'eau liquide en sortie du condenseur 16 est successivement préchauffée, avant d'atteindre le générateur de vapeur 10, par : - le premier échangeur de préchauffage 131a, - le dispositif 30, - la bâche dégazante 17, - le deuxième échangeur de préchauffage 131b, - le premier économiseur 18. Dispositif pour l'amélioration des performances énergétiques Le dispositif 30 peut être un économiseur conventionnel (similaire au premier économiseur 18) dans lequel passe l'eau liquide du circuit 13, mais alternativement il peut présenter une architecture plus complexe (visible sur la figure 2), qui le rend particulièrement efficace pour récupérer l'énergie des fumées tout en prévenant tout risque de corrosion.The device 30 is however not intended to provide all the energy necessary for condensate heating and thus be in contradiction with the conclusions of the experts who sought to optimize the Rankine cycle. Indeed, by providing the condensate heat that would otherwise be rejected to the atmosphere and lost (since as we will see the device 30 can lower the temperature of the fumes of another 20 ° C or 40 ° C without increasing the risk of corrosion), it is avoided to extract a certain amount of steam (around 3 bar) of the turbines 14a, 14b. This steam remains in the turbines 14a, 14b and allows, by fully relaxing, an increase in electricity production greater than the loss due to the fact that the new cycle deviates slightly from the perfect thermodynamic cycle. The device 30 is in this respect contrary to the traditional teaching that states that the optimization of a Rankine cycle requires maximum preheating of the condensed water downstream of a steam turbine 15 by means of steam. extracted from this turbine. From an energy point of view, lowering the flue gas by 40 ° C allows additional recovery of up to 2% of the thermal power of the boiler, whereas heating the condensates up to 100 ° C may require a total of 3 at 4% of this power (depending on the size of the installation). Calculations show that the expansion up to 0.1 bar of non-extracted steam provides 0.4% more electricity. This may seem small, but insofar as the typical electrical efficiency of a large biomass combustion plant is only one-third, the relative increase in electricity generation compared to the prior art is then greater than 1.2%, which is ultimately very profitable for large installations (several tens or even hundreds of thousands of euros per year depending on size). Particularly advantageous embodiments of the device 30 will be described later. As explained, the latter does not replace the preheating of the water by means of steam extraction, which is why, as can be seen in FIG. 2, the installation 1 always includes a supply of the degassing tarpaulin 17 via a first branch 130a of the main circuit 13 for the extraction of steam from one of the turbines 14a, 14b. In addition, the installation 1 comprises a second branch 130b for extracting steam from the second turbine 14b and / or a third branch 130c for extracting steam from the first turbine 14a, the second branch 130b being in exchange thermal circuit with the circuit 13 at a first preheating exchanger 131a and / or the third leg 130c being in heat exchange with the circuit 13 at a second preheating exchanger 131b. The first and second exchangers 131a, 131b are disposed on either side of the degassing cover 17 as shown in FIG. 2. The device 30 is advantageously disposed at the outlet of the first preheating exchanger 131a (in other words just before degassing tarpaulin 17). It therefore makes it possible to limit the extraction of steam to a temperature level higher than that of the device 30, in particular the extraction via the first branch 130a (hence the more vapor retained in the second turbine 14b). However, it will be understood that depending on the temperature and pressure levels of the main circuit 13 and the configuration of the turbines 14a, 14b, it may be more advantageous to place the device 30 upstream of the first preheating exchanger 131a, or even to remove the latter (as well as the second branch 130b). As a numerical example for a biomass plant, the first preheating exchanger 131a can mount the condensates at 90 ° C with steam extracted at about 1.5 bar, and then the degassing tank 17 is heated to 120 ° C with water. steam at 3 bar. Due to the particularly high temperature obtained at the outlet of the first exchanger 131a, it becomes more advantageous to place the device 30 upstream of the latter, so that it is the extraction via the second branch 130b rather than the first one. 130c branch that can be reduced. The present installation is thus not limited to any particular configuration, it is only important that the device 30 be disposed between the condenser 16 and the degassing cover 17. Furthermore, it will be noted that the extraction of steam on the second branch 130b, is usually "unregulated". This means that the pressure of the steam extracted from the second turbine 14b is not constant. It varies for example as a function of the outside temperature which influences the temperature of the condenser 16 and therefore the pressure thereof. The pressure variations of the condenser "up" then the turbine 14b causing pressure variations at the branch 130b. Conversely, the pressures of the extractions of high pressure turbines such as the first turbine 14a are "regulated" at a constant pressure, so as to guarantee their use in a downstream process. The "unregulated" outputs disturb less dynamic flows in the turbine (hence more mechanical power) and are therefore used to heat the condensate. This then results in the temperature of the condensates leaving the first preheating exchanger 131a is not constant and will vary for example from 75 to 95 ° C depending on the day. On the other hand, the degassing cover 17 will be kept permanently at the same temperature (120 ° C. in the example) by a heat booster of a "regulated" outlet at the level of the extraction of the first branch 130 a. It will be described later an architecture of the device 30 particularly suitable for the case of "unregulated" extractions of steam. To sum up, in the advantageous embodiment represented by FIG. 2 (corresponding to a standard installation in which the temperature of the liquid water at the outlet of the first preheating exchanger 131a is of the order of 60-70 ° C.), the liquid water at the outlet of the condenser 16 is successively preheated, before reaching the steam generator 10, by: - the first preheating exchanger 131a, - the device 30, - the degassing cover 17, - the second preheating exchanger 131b, - the first economizer 18. Device for improving energy performance The device 30 may be a conventional economizer (similar to the first economizer 18) in which the liquid water of the circuit 13 passes, but alternatively it may have a more complex architecture. complex (visible in Figure 2), which makes it particularly effective in recovering the energy of the fumes while preventing any risk of corrosion.
Dans cette architecture préférée, le dispositif 30 comprend son propre circuit de fluide caloporteur 31 sur lequel sont disposés : - un premier échangeur 32 mettant en prise le circuit d'évacuation des fumées 100 et le circuit de fluide caloporteur 31; - au moins un deuxième échangeur 33 mettant en prise le circuit principal 13 et le circuit de fluide caloporteur 31. Ce circuit séparé 31 (qui est de façon préférée un circuit d'eau, mais d'autres fluides caloporteurs sont envisageables) présente tout d'abord l'avantage de prévenir toute contamination de l'eau très pure du circuit 13 20 par des composés provenant des fumées de combustion. En outre, il peut servir de « tampon » thermique en cas de température anormalement basse et/ou composition anormalement corrosive des fumées (par exemple en cas de chute d'une bouteille en plastique dans le combustible), de façon à prévenir la condensation de 25 composés qui pourraient endommager le conduit 100 et plus particulièrement le dispositif 30. Pour cela, le dispositif 30 comprend en outre une sonde 35 disposée dans le conduit d'évacuation des fumées 100 à proximité (avantageusement en amont) du premier échangeur 32, et des moyens de régulation 34 de la 30 température de fluide caloporteur au niveau du premier échangeur 32 en fonction de paramètres des fumées mesurées par la sonde 35.In this preferred architecture, the device 30 comprises its own heat transfer fluid circuit 31 on which are arranged: a first exchanger 32 putting into engagement the flue gas discharge circuit 100 and the heat transfer fluid circuit 31; at least one second heat exchanger 33 engaging the main circuit 13 and the heat transfer fluid circuit 31. This separate circuit 31 (which is preferably a water circuit, but other heat transfer fluids are conceivable) presents all the Firstly, the advantage of preventing any contamination of the very pure water of the circuit 13 by compounds coming from the combustion fumes. In addition, it can serve as a thermal "buffer" in the event of abnormally low temperature and / or abnormally corrosive composition of the fumes (for example in the event of a plastic bottle falling into the fuel), so as to prevent the condensation of 25 compounds that could damage the conduit 100 and more particularly the device 30. For this, the device 30 further comprises a probe 35 disposed in the flue gas duct 100 near (preferably upstream) of the first exchanger 32, and means 34 for regulating the temperature of the coolant at the first exchanger 32 as a function of the parameters of the fumes measured by the probe 35.
De nombreux modes de réalisation sont possibles pour les moyens de régulation 34 de la température, mais deux exemples vont être en particulier décrits. Dans un premier mode de réalisation, les moyens 34 consistent en 5 une pompe régulant le débit de fluide caloporteur dans le premier échangeur 32. L'idée est de ralentir, voire couper, la circulation de l'eau dans le circuit 31 en cas de risque de corrosion. Cela a pour effet diminuer la quantité d'énergie thermique transférée via le dispositif 30, d'où une augmentation de la température de l'eau du circuit 31 au niveau du premier 10 échangeur 31, des fumées qui baissent moins en température, et une suppression du risque de condensation. Il s'agit du mode de réalisation représenté par la figure 2. Alternativement à un asservissement du débit via la pompe, il est possible de recourir à une vanne trois voies régulant la proportion de fluide 15 caloporteur issu du premier échangeur 32 transmise au deuxième échangeur 33. En d'autres termes, lorsque la vanne trois voies est complétement fermée 100% du fluide sortant du premier échangeur 32 est envoyé au deuxième échangeur 33, et lorsqu'elle est complètement ouverte 100% du fluide boucle dans le premier échangeur 32 sans repasser par le 20 deuxième échangeur 33. Tous les ratios intermédiaires sont possibles entre ces deux positions. Ainsi la vanne trois voies permet - en cas de risque de corrosion - à l'eau dans le premier échangeur 32 de circuler sur elle-même à débit constant, d'où son augmentation rapide de température. Les moyens de régulation 34 peuvent comprendre à la fois une 25 vanne trois voies et une pompe commandable pour une gestion encore plus précise de la température du fluide. En effet, les deux composés les plus susceptibles de provoquer de la corrosion sont HCI (acide chlorhydrique) et surtout H2SO4 (acide 30 sulfurique). Dans les fumées, HCI est présent en tant que tel (chlorure d'hydrogène), mais l'acide sulfurique est présent sous forme de SO2 (dioxyde de soufre) et S03 (trioxyde de soufre) qui peuvent réagir avec H20 pour former H2SO4 (ainsi que H2S03, l'acide sulfureux, dans des proportions moindres) dans des réactions complexes. S03 est le plus dangereux, dans la mesure où SO2 est un gaz neutre qui n'attaque le métal qu'à haute température. Les gaz précités dont des résidus secondaires de la combustion (l'oxydation) de combustibles contenant du chlore et du soufre. Par exemple, la paille de blé est connue pour avoir des taux importants de Chlore.Many embodiments are possible for the temperature control means 34, but two examples will be described in particular. In a first embodiment, the means 34 consist of a pump regulating the flow of coolant in the first exchanger 32. The idea is to slow down, or even cut, the flow of water in the circuit 31 in case of risk of corrosion. This has the effect of reducing the amount of thermal energy transferred via the device 30, resulting in an increase in the temperature of the water of the circuit 31 at the level of the first exchanger 31, fumes which decrease less in temperature, and a eliminating the risk of condensation. This is the embodiment shown in FIG. 2. As an alternative to controlling the flow rate via the pump, it is possible to use a three-way valve regulating the proportion of coolant from the first heat exchanger 32 transmitted to the second heat exchanger. 33. In other words, when the three-way valve is completely closed 100% of the fluid leaving the first exchanger 32 is sent to the second exchanger 33, and when it is fully open 100% of the fluid loop in the first exchanger 32 without back through the second exchanger 33. All intermediate ratios are possible between these two positions. Thus the three-way valve allows - in case of risk of corrosion - water in the first exchanger 32 to circulate on itself at a constant rate, hence its rapid increase in temperature. The regulating means 34 may comprise both a three-way valve and a controllable pump for even more precise management of the fluid temperature. Indeed, the two compounds most likely to cause corrosion are HCl (hydrochloric acid) and especially H2SO4 (sulfuric acid). In flue gases, HCl is present as such (hydrogen chloride), but sulfuric acid is present as SO2 (sulfur dioxide) and SO3 (sulfur trioxide) which can react with H2O to form H2SO4 ( as well as H2SO3, sulfurous acid, in lesser proportions) in complex reactions. S03 is the most dangerous, as SO2 is a neutral gas that only attacks the metal at high temperatures. The aforesaid gases including secondary residues from the combustion (oxidation) of fuels containing chlorine and sulfur. For example, wheat straw is known to have high levels of chlorine.
Tant qu'ils sont gazeux, il n'y a pas de problème, mais ils peuvent condenser à des températures plus élevées que la vapeur d'eau : c'est ce que l'on appelle le point de rosée acide, qui va mener à des gouttelettes acides et une corrosion par piqures. On remarquera que des alcalins (sodium Na, potassium K) aggravent 15 les problèmes en réagissant avec les acides, formant des poussières de diamètre inférieur à un Micron qui vont se déposer. Le point de rosée de l'acide est principalement donné par la teneur en S03. Il est à distinguer de la température de rosée de l'eau, qui est donnée par la pression partielle de la vapeur d'eau. 20 Par exemple, une teneur de 4 mg/Nm3 de S03 mène à un point de rosée acide de 94°C, d'où la pratique connue qui ne consiste à ne jamais descendre en dessous de 120°C. Cette marge de sécurité n'est plus nécessaire grâce à la boucle de 25 régulation formée par la sonde 35 et la pompe 34. Les paramètres mesurés par la sonde 35 sont ainsi au moins un paramètre caractéristique d'un potentiel de corrosion et/ou une température des fumées (avantageusement les deux, on comprendra que la sonde 35 peut désigner un ensemble de sondes), le débit de fluide caloporteur dans 30 le circuit 31 étant régulé de telle sorte que la température des fumées circulant autour du premier échangeur 32 reste supérieure au point de rosée acide des fumées.As long as they are gaseous, there is no problem, but they can condense at higher temperatures than water vapor: this is known as the acidic dew point, which will lead acid droplets and pitting corrosion. It will be appreciated that alkalis (sodium Na, potassium K) aggravate the problems by reacting with acids, forming dusts less than one micron in diameter which will settle. The dew point of the acid is mainly given by the SO 3 content. It is to be distinguished from the dew point temperature of the water, which is given by the partial pressure of the water vapor. For example, a content of 4 mg / Nm 3 of SO 3 leads to an acidic dew point of 94 ° C, hence the known practice of never going below 120 ° C. This margin of safety is no longer necessary thanks to the control loop formed by the probe 35 and the pump 34. The parameters measured by the probe 35 are thus at least one characteristic parameter of a corrosion potential and / or a flue gas temperature (advantageously both, it will be understood that the probe 35 may designate a set of probes), the coolant flow rate in the circuit 31 being regulated so that the temperature of the fumes circulating around the first exchanger 32 remains higher at the point of acidic dew smoke.
Par paramètre caractéristique d'un potentiel de corrosion, on entend tout paramètre relatif à la composition des fumées qui permette d'estimer le risque de corrosion et le point de rosée acide. En particulier, ce paramètre peut être un potentiel hydrogène, ou la mesure de la concentration en un ou plusieurs éléments chimique. A titre d'exemple, MetsoTM propose des analyseurs mesurant une concentration en chlore, une concentration en soufre, et estimant le risque de corrosion à partir du ratio S/CI des concentrations. Si le point de rosée acide des fumées est bien plus bas que leur 10 température actuelle, la pompe 34 peut tourner à vitesse maximum pour utiliser le plus largement possible la chaleur des fumées pour préchauffer l'eau liquide du circuit 13. Si on constate que le risque de corrosion s'aggrave (arrivée d'un combustible pollué), on "laisse passer la pollution" en ralentissant le 15 débit/augmentant le taux de recirculation du fluide (en fonction des moyens de régulation 34 choisis) et en faisant monter la température du premier échangeur 32. Sa température dépasse alors largement le point de rosée acide, et cela prévient toute condensation, voire permet de re-évaporer les premiers condensats acides qui se seraient formés. 20 Le dispositif 30 peut comprendre des moyens de traitement de données qui génèrent les instructions envoyées à la pompe 34 en fonction des mesures reçues depuis la sonde 35 et de règles préétablies. Le dispositif 30 est conçu comme « fin de cycle », c'est-à-dire qu'il 25 est destiné à être disposé dans la conduite 100 après tous les autres économiseurs 18, 21 et juste avant la cheminée 113, c'est-à-dire lorsque la fumée est à sa température minimale. Le dispositif 30 est de préférence disposé en sortie des moyens de traitement des fumées 110. Il peut toutefois être disposé avant ou après un 30 ventilateur d'exhaure 112. Afin de limiter la consommation de ce ventilateur 112, il est souhaitable que le premier échangeur 32 soit peu encombrant pour réduire les pertes de charges. Il s'agit préférentiellement d'un échangeur de type « à tubes ». Pour réduire le diamètre de ces tubes sans sacrifier la capacité d'échange thermique, une solution avantageuse à prévoir est que le fluide caloporteur dans le circuit 31 soit de l'eau liquide à une pression comprise 5 entre 0.6 bar et 1.5 bar, avantageusement une pression légèrement supérieure ou égale à la pression atmosphérique. Aux températures de 70°C à 110°C prévues dans le circuit 31, l'eau se vaporise (le premier échangeur 32 est donc un évaporateur). Cela est valable lorsque la pompe 34 est en fonctionnement nominal, c'est-à-dire que le débit n'est pas réduit 10 pour cause de risque de corrosion. Si le premier échangeur 32 est un évaporateur, le deuxième échangeur 33 est un condenseur au niveau duquel la vapeur se condense au contact de l'eau liquide du circuit 13 à température encore basse. La pompe 34 doit alors être disposée sur la branche de retour liquide du circuit 15 31. Alternativement, le fluide caloporteur peut être de l'eau liquide (sans changement de phase) à une pression d'au moins 3 bar, avantageusement environ 9 bar. En outre, sachant que la zone « dangereuse » dans les fumées est 20 autour des 60 / 90°C, le premier échangeur 32 est avantageusement conçu pour permettre un brassage suffisant des fumées pour que celles-ci ne se refroidissent pas trop localement (puisque l'eau liquide dans le circuit 31 de retour au premier échangeur 32 est à un bas niveau de température) mais descendent doucement en température moyenne (de façon homogène). 25 Cela permet d'autant plus d'avoir de faibles pertes de charge et donc ne pas avoir de consommation élevée en électricité pour le ventilateur d'exhaure 112. Dans le cas d'une extraction de vapeur « non-régulée » via la 30 deuxième branche 130b, une manière préférentielle d'optimiser le dispositif 30 consiste à disposer deux deuxièmes échangeurs 33 (non représentés) du dispositif 30 montés en parallèle de part et d'autre du premier échangeur de préchauffage 131a. En d'autres termes, on rajoute un deuxième échangeur additionnel 33' entre le condenseur 16 et le premier échangeur de préchauffage 131a.By characteristic parameter of a corrosion potential is meant any parameter relating to the composition of the fumes which makes it possible to estimate the risk of corrosion and the acidic dew point. In particular, this parameter may be a hydrogen potential, or the measurement of the concentration in one or more chemical elements. For example, MetsoTM offers analyzers that measure a concentration of chlorine, a concentration of sulfur, and estimating the risk of corrosion from the ratio S / CI concentrations. If the acidic dew point of the fumes is much lower than their current temperature, the pump 34 can be rotated at maximum speed to use the heat of the fumes as widely as possible to preheat the liquid water of the circuit 13. If it is found that the risk of corrosion worsens (arrival of a polluted fuel), "pollution is allowed to pass" by slowing down the flow rate / increasing the rate of recirculation of the fluid (depending on the control means 34 selected) and raising the temperature of the first heat exchanger 32. Its temperature then greatly exceeds the acidic dew point, and this prevents any condensation, or even allows to re-evaporate the first acid condensates that would have formed. The device 30 may include data processing means which generates the instructions sent to the pump 34 based on the measurements received from the probe 35 and pre-established rules. The device 30 is designed as "end of cycle", i.e., it is intended to be disposed in line 100 after all other economizers 18, 21 and just before the chimney 113; that is, when the smoke is at its minimum temperature. The device 30 is preferably disposed at the outlet of the flue gas treatment means 110. It may, however, be disposed before or after a dewatering fan 112. In order to limit the consumption of this fan 112, it is desirable that the first exchanger 32 is not bulky to reduce the pressure drop. It is preferentially a "tube" type exchanger. To reduce the diameter of these tubes without sacrificing the heat exchange capacity, an advantageous solution to be provided is that the heat transfer fluid in the circuit 31 is liquid water at a pressure of between 0.6 bar and 1.5 bar, advantageously a pressure slightly greater than or equal to atmospheric pressure. At temperatures of 70 ° C to 110 ° C provided in the circuit 31, the water vaporizes (the first exchanger 32 is an evaporator). This is true when the pump 34 is in nominal operation, i.e. the flow rate is not reduced because of the risk of corrosion. If the first exchanger 32 is an evaporator, the second exchanger 33 is a condenser at which the vapor condenses in contact with the liquid water of the circuit 13 at still low temperature. The pump 34 must then be disposed on the liquid return leg of the circuit 31. Alternatively, the heat transfer fluid may be liquid water (without phase change) at a pressure of at least 3 bar, advantageously about 9 bar. . In addition, knowing that the "dangerous" zone in the fumes is around 60/90 ° C, the first exchanger 32 is advantageously designed to allow sufficient mixing of the fumes so that they do not cool too much locally (since the liquid water in the return circuit 31 to the first heat exchanger 32 is at a low temperature level) but lowers slowly in average temperature (homogeneously). This all the more makes it possible to have low pressure losses and therefore not to have a high electricity consumption for the dewatering fan 112. In the case of a "non-regulated" steam extraction via the 30 second branch 130b, a preferential way of optimizing the device 30 is to have two second exchangers 33 (not shown) of the device 30 connected in parallel on either side of the first preheating exchanger 131a. In other words, we add a second additional exchanger 33 'between the condenser 16 and the first preheating exchanger 131a.
Lorsque la vapeur de la deuxième branche 130b est à une température / pression élevée, (donc à une température supérieure à celle du circuit 31), il devient plus intéressant d'injecter la chaleur du dispositif 30 vers le circuit 13 au niveau du deuxième échangeur additionnel 33'. C'est alors la deuxième branche 130b qui verra donc le débit de vapeur le traversant diminuer (au lieu de la première branche 130a) puisque les condensats arriveront plus chauds vers le premier échangeur de préchauffage 131a. A l'inverse, si la deuxième branche 130a est à une température inférieure à celle du circuit 31, alors la chaleur reste injectée juste avant la 15 bâche 17 (au niveau du deuxième échangeur 33 initial) de façon à diminuer le besoin de vapeur appelé sur la première branche 130a. On comprend aisément que des automatismes (fonction de mesures de température en divers points du circuit principal 13) permettent d'optimiser les injections de chaleur dans ces trois échangeurs 33, 33' et 20 131a, de façon à maximiser la production d'électricité. Amélioration d'une installation existante Selon un deuxième aspect, l'invention concerne le dispositif 30 pour 25 l'amélioration des performances d'une installation thermique 1 de production d'électricité par combustion pris seul. En effet comme expliqué précédemment, il existe de nombreuses installations de grande taille pour lesquelles il serait très rentable de n'augmenter le rendement électrique ne serait-ce qu'un pourcent. 30 Ce dispositif 30 permet de modifier une installation existante afin d'obtenir les augmentations de rendement mises en évidences précédemment, sans changement structurel important de cette installation. 3005 143 22 Il suffit d'installer le premier échangeur 32 en bout du conduit 100, le deuxième échangeur 33 en entrée de la bâche dégazante 17, et de les connecter avec le circuit 31. Alors, sans aucune intervention, le débit de vapeur extraite au niveau 5 d'une extraction de vapeur (en particulier de la branche 130c) de l'installation existante sera diminué automatiquement (puisque l'eau liquide arrivant à la bâche sera plus chaude) et cette vapeur non extraite ira se détendre dans la deuxième turbine 14b, pour obtenir la hausse de production électrique. 10 Toutes les améliorations précédemment discutées peuvent être utilisées. On peut en particulier inclure dans le conduit 100 la sonde 35, grâce à laquelle le dispositif 30 permet également de mieux contrôler le risque de corrosion.When the steam of the second branch 130b is at a high temperature / pressure, (therefore at a temperature greater than that of the circuit 31), it becomes more advantageous to inject the heat of the device 30 to the circuit 13 at the second exchanger additional 33 '. It is then the second branch 130b that will see the steam flow therethrough decrease (instead of the first branch 130a) since the condensate will get hotter to the first preheating exchanger 131a. Conversely, if the second branch 130a is at a temperature lower than that of the circuit 31, then the heat remains injected just before the cover 17 (at the level of the second exchanger 33 initial) so as to reduce the need for steam called on the first branch 130a. It is easy to understand that automatisms (function of temperature measurements at various points of the main circuit 13) make it possible to optimize the heat injections in these three exchangers 33, 33 'and 131a, so as to maximize electricity production. Improvement of an existing installation According to a second aspect, the invention relates to the device 30 for improving the performance of a thermal plant 1 for generating electricity by combustion alone. Indeed, as explained above, there are many large installations for which it would be very profitable to increase the electrical efficiency even if only one percent. This device 30 makes it possible to modify an existing installation in order to obtain the yield increases previously highlighted, without any significant structural change in this installation. 3005 143 22 It is sufficient to install the first exchanger 32 at the end of the duct 100, the second exchanger 33 at the inlet of the degassing cover 17, and to connect them with the circuit 31. Then, without any intervention, the flow of extracted vapor at level 5 of a steam extraction (in particular of the branch 130c) of the existing installation will be decreased automatically (since the liquid water arriving at the tarpaulin will be hotter) and this non-extracted steam will go to relax in the second turbine 14b, to obtain the increase of electric production. Any previously discussed improvements can be used. It is possible in particular to include in the conduit 100 the probe 35, thanks to which the device 30 also makes it possible to better control the risk of corrosion.
Procédé Selon un troisième aspect, l'invention concerne un procédé de transfert thermique suivant un cycle thermodynamique de type « Rankine » mis en oeuvre par une installation thermique 1 de production d'électricité par 20 combustion telle que décrite précédemment (équipée du dispositif 30). Ce procédé comprend les étapes habituelles d'un cycle de Rankine optimisé, mais le préchauffage de l'eau utilise le dispositif 30: - évaporation d'eau liquide en vapeur d'eau dans le circuit 13 au niveau du générateur de vapeur 10; 25 - détente de la vapeur d'eau dans l'au moins une turbine 14a, 14b; - condensation de la vapeur d'eau en eau liquide dans le condenseur 16; - préchauffage de l'eau liquide au niveau du dispositif 30 en échange thermique avec le conduit d'évacuation des fumées de combustion 100) ; - dégazage de l'eau liquide dans la bâche dégazante 17 chauffée par la 30 première branche 130a; - compression de l'eau liquide par le compresseur 15.Process According to a third aspect, the invention relates to a heat transfer process following a "Rankine" type thermodynamic cycle implemented by a thermal plant 1 for producing electricity by combustion as described previously (equipped with the device 30). . This method comprises the usual steps of an optimized Rankine cycle, but the preheating of the water uses the device 30: evaporation of liquid water in water vapor in the circuit 13 at the level of the steam generator 10; Expansion of the steam in the at least one turbine 14a, 14b; condensation of the water vapor in liquid water in the condenser 16; preheating the liquid water at the device 30 in heat exchange with the flue gas exhaust duct 100); degassing the liquid water in the degassing tank 17 heated by the first branch 130a; - Compressing the liquid water by the compressor 15.
3005 143 23 Ce cycle peut bien entendu intégrer les préchauffages supplémentaires évoqués précédemment, en particulier grâce aux premier et/ou deuxième échangeurs de préchauffe 131a, 131b, et au premier économiseur 18.3005 143 23 This cycle can of course integrate the additional preheating mentioned above, in particular thanks to the first and / or second preheating exchangers 131a, 131b, and the first economizer 18.
5 Le procédé peut en outre comprendre une surchauffe (au niveau du surchauffeur 11), voire une resurchauffe supplémentaire entre les deux turbines 14a et 14b.The method may further comprise overheating (at superheater 11), or even additional resheating between the two turbines 14a and 14b.
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