Brevet FR3005143A1 — publié le 20141031

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. 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. 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. 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. 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. 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). 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). 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. REVENDICATIONS1. 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). 2. Installation selon la revendication 1, dans lequel le dispositif (30) comprend un circuit de fluide caloporteur (31) sur lequel sont disposés : - un premier échangeur (32) mettant en prise le conduit 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). 3. Installation selon la revendication 2, dans laquelle le dispositif (30) comprend en outre une sonde (35) disposée dans le conduit d'évacuation des fumées (100) à proximité du premier échangeur (32), et des moyens de régulation (34) de la température de fluide caloporteur au niveau du premier échangeur (32) en fonction de paramètres des fumées mesurées par la sonde (35). 4. Installation selon la revendication 3, dans laquelle les moyens de régulation (34) comprennent une pompe régulant le débit de fluide caloporteur dans le premier échangeur (32) et/ou une vanne trois voies régulant la proportion de fluide caloporteur issu du premier échangeur (32) transmise au deuxième échangeur (33). 5. Installation selon l'une des revendications 3 et 4, dans laquelle les paramètres mesurés par la sonde (35) 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 échangeur (32) étant régulée de telle sorte que la température des fumées au niveau du premier échangeur (32) soit supérieure au point de rosée acide des fumées. 6. Installation selon l'une des revendications 2 à 5, dans laquelle le fluide caloporteur présente une température comprise entre 70°C et 110°C en sortie du premier échangeur (32) lorsque le dispositif (30) est en fonctionnement nominal. 7. Installation selon l'une des revendications 2 à 6, dans laquelle 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 (32) étant un évaporateur et le deuxième échangeur (33) étant un condenseur. 8. Installation selon l'une des revendications 2 à 6, dans laquelle le fluide caloporteur est de l'eau liquide à une pression d'au moins 3 bar. 9. Installation selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle le conduit d'évacuation des fumées (100) comprend des moyens de traitement des fumées (110), le dispositif (30) étant disposé en sortie des moyens de traitement des fumées (110). 10. Installation selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la bâche dégazante (17) est alimentée par une première branche (130a) du circuit principal (13) pour l'extraction de vapeur depuis une 5 turbine (14a, 14b). 11. Installation selon l'une des revendications précédentes, comprenant au moins deux turbines (14a, 14b) dont une première turbine (14a) et une deuxième turbine (14b), le circuit principal (13) comprenant une 10 deuxième branche (130b) pour l'extraction de vapeur depuis la deuxième turbine (14b), la deuxième branche (130b) étant en échange thermique avec le circuit (13) au niveau d'un premier échangeur de préchauffage (131a) disposé sur le circuit principal (13) entre le condenseur (16) et le dispositif (30). 15 12. Installation selon la revendication 11, dans lequel le circuit de vapeur (13) comprend une troisième branche (130c) pour l'extraction de vapeur depuis la première turbine (14a), la troisième branche (130c) étant en échange thermique avec le circuit principal (13) au niveau d'un deuxième 20 échangeur de préchauffage (131b), disposé sur le circuit principal (13) en aval de la bâche dégazante (17). 13. Installation selon l'une des revendications 11 et 12, en combinaison avec l'une des revendications 2 à 8, dans laquelle l'au moins 25 un deuxième échangeur (33) du dispositif (30) met en prise le circuit de fluide caloporteur (31) et le circuit principal (13) entre le premier échangeur de préchauffage (131a) et la bâche de dégazage (17). 14. Installation selon la revendication 13, dans laquelle le 30 dispositif (30) comprend un deuxième échangeur additionnel (33') mettant en prise le circuit de fluide caloporteur (31) et le circuit principal (13) entre le condenseur (16) et le premier échangeur de préchauffage (131a). 15. Dispositif pour l'amélioration des performances d'une installation thermique (1) de production d'électricité par combustion, l'installation 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) ; le dispositif (30) étant caractérisé en ce qu'il met 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). 16. Procédé de transfert thermique suivant un cycle 15 thermodynamique dit « Rankine » mis en oeuvre par 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 20 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) ; le procédé étant caractérisé en ce qu'il comprend des étapes de : 25 - évaporation d'eau liquide en vapeur d'eau dans le circuit principal (13) au niveau du générateur de vapeur (10) ; - 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 d'un dispositif (30) en échange 30 thermique avec le conduit d'évacuation des fumées de combustion (100) ; - dégazage de l'eau liquide dans la bâche dégazante (17) ; - compression de l'eau liquide par le compresseur (15).