Entergy Texas met en service une centrale à cycle combiné au gaz de 1 215 MW aux États-Unis

fr.wedoany.com Rapport : Le 14 octobre, l'entreprise américaine d'électricité Entergy Texas a annoncé la mise en service officielle de l'Orange County Advanced Power Station, située près de Bridge City, dans le Texas, ajoutant une capacité de production à cycle combiné au gaz de 1 215 MW, soit de quoi couvrir les besoins en électricité de plus de 230 000 foyers.

Le projet a obtenu en novembre 2022 l'autorisation de construction de la commission des services publics de l'État, et les travaux ont débuté au début de l'année 2023. En novembre 2025, l'avancement du chantier dépassait 80 %, avec un taux d'achèvement global d'environ 90 %, avant d'entrer dans la phase finale d'essais et de préparation à la mise en service. Entergy Texas estime que, grâce à une consommation de combustible et des coûts d'exploitation réduits, la centrale permettra d'économiser plus de 1 milliard de dollars pour les clients sur le long terme.

La centrale adopte une configuration à cycle combiné 2×2×1 composée de deux turbines à gaz, de deux chaudières de récupération de chaleur et d'une turbine à vapeur, équipée de deux turbines à gaz refroidies à l'air renforcées M501JAC de Mitsubishi Power, ainsi que d'une turbine à vapeur, de chaudières de récupération de chaleur Nooter Eriksen et d'un système de contrôle avancé.

Le consortium formé par Sargent & Lundy, TIC – The Industrial Company et Mitsubishi Power Americas assure les services d'ingénierie, d'approvisionnement et de construction du projet. Sargent & Lundy est responsable de l'ingénierie et assure, conjointement avec TIC, la gestion de la mise en service. Pour s'adapter au risque local d'onde de tempête, le terrain a été surélevé d'environ 8 pieds. Entergy Texas prévoit une croissance d'environ 13 % de la demande régionale en électricité entre 2024 et 2028 ; la centrale est conçue pour ajuster rapidement sa production en fonction des variations de charge, et l'entrepreneur estime que les économies de combustible dépasseront 100 millions de dollars dès la première année d'exploitation.

La conception initiale du projet prévoyait une co-combustion de 30 % d'hydrogène et une adaptation pour une exploitation future à l'hydrogène pur, mais l'autorisation réglementaire de 2022 a exclu les investissements liés à l'hydrogène ; la capacité effective de co-combustion d'hydrogène des unités mises en service ne dispose pas encore de preuves suffisantes pour être confirmée.