Les Centrales Solaires à Concentration - Labothap

Transcription

Université de Liège
Faculté des sciences appliquées
Les Centrales Solaires à Concentration
Quoilin Sylvain
Ingénieur Civil Electromécanicien/Energéticien
Mai 2007
Quoilin Sylvain
Centrales solaires à concentration
2
Table des matières
1 Introduction............................................................................................................................................ 3
2 Aperçu de la technologie........................................................................................................................4
3 Les centrales à capteur cylindro-parabolique.........................................................................................7
3.1 Le collecteur................................................................................................................................... 7
3.2 Performances et modélisation du collecteur...................................................................................9
3.3 Le champ solaire...........................................................................................................................10
3.4 Miroirs de Fresnel.........................................................................................................................12
3.5 Systèmes à ébullition directe........................................................................................................ 13
3.6 Systèmes hybrides.........................................................................................................................16
3.7 Systèmes de génération de puissance........................................................................................... 16
4 La tour solaire.......................................................................................................................................18
4.1 Fluide caloporteur et récepteur solaire..........................................................................................19
4.2 Stockage. ......................................................................................................................................19
4.3 Cycles combinés........................................................................................................................... 20
5 Les centrales à capteurs paraboliques.................................................................................................. 21
5.1 Concentrateur................................................................................................................................21
5.2 Récepteur......................................................................................................................................22
5.3 Cycle de puissance....................................................................................................................... 22
5.3.1 Le cycle de Stirling............................................................................................................... 23
5.3.2 Le cycle de Brayton.............................................................................................................. 24
5.4 Hybridation...................................................................................................................................24
6 Résumé des différentes techniques...................................................................................................... 25
7 Situation actuelle et future................................................................................................................... 26
8 Evaluation des coûts.............................................................................................................................28
8.1 Coût environnemental...................................................................................................................29
9 Perspectives de développement............................................................................................................30
10 Conclusion ......................................................................................................................................... 31
11 Bibliographie...................................................................................................................................... 32
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1 Introduction.
Le monde connaît depuis plus d'un siècle un important développement économique. Le développement
industriel, l'augmentation du parc automobile et la multiplication des équipements domestiques ont
provoqué une croissance importante de la demande énergétique.
Malheureusement, cette croissance de la demande a été majoritairement couverte par l'importation de
source d'énergies fossiles, motivée par des considérations économiques. D'autres facteurs comme les
émissions de CO2, le caractère limité de nos réserves fossiles, et l'indépendance énergétique nationale
n'ont pas été pris en compte.
Comme alternative à ces préoccupations, le développement et l'implémentation des énergies
renouvelables est incontournable. Des ressources énergétiques illimitées et abondamment disponibles
existent et doivent être exploitées. Certaines, comme l'énergie éolienne ou hydraulique connaissent
déjà un développement technique et commercial important et sont économiquement compétitives.
D'autres, comme l'énergie solaire et thermoélectrique, sont techniquement disponibles, mais leur
compétitivité nécessite une plus grande confiance de la part des entreprises privées et des institutions
publiques afin de favoriser l'implémentation de ce type de systèmes et de favoriser une diminution des
coûts par les économies d'échelle.
Dans l'optique de la production d'électricité, l'énergie solaire est une source d'énergie propre et
inépuisable. Actuellement les technologies de concentration solaire sont celles qui présentent le plus de
possibilités pour une exploitation commerciale. Ces technologies se basent sur des collecteurs qui
concentrent la radiation solaire et réchauffent à haute température un fluide caloporteur. Ce fluide peut
ensuite être utilisé pour la génération d'électricité, par exemple au moyen d'un cycle de Rankine.
Les énergies renouvelables possèdent généralement une limitation due à leur caractère intermittent à
leur difficulté de stockage. Si la limitation due au stockage est importante pour des énergies comme
l'énergie éolienne ou photovoltaïque, elle l'est moins pour la concentration solaire, qui utilise
généralement des systèmes de stockage de chaud ou qui peut être hybridée avec d'autres sources
énergétiques (gaz naturel, biomasse, etc.)
Le potentiel solaire de la Belgique est limité. La nébulosité et le faible niveau de radiation dû à la
latitude sont des facteurs limitant l'implantation de systèmes à concentration solaire. Cependant, les
problèmes environnementaux sont des problèmes globaux, faisant fi des frontières nationales. Les pays
du sud de l'Europe sont par exemple des candidats particulièrement adaptés à l'introduction de ce genre
de technologies.
A l'heure de la prise de conscience massive des effets du réchauffement climatique, il est primordial de
considérer l'énergie solaire thermique comme l'une des alternatives possibles aux combustibles fossiles.
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2 Aperçu de la technologie
Les centrales solaires sont une technologie relativement récente, possédant un important potentiel de
développement. Elles offrent une opportunité aux pays ensoleillés comparable à celle des fermes
éoliennes pour les pays côtiers.
Les endroits les plus prometteurs pour l'implantation de ces technologies sont ceux du sud-ouest des
États Unis, l'Amérique du Sud, une grande partie de l'Afrique, les pays méditerranéens et du Moyen
Orient, les plaines désertiques d'Inde et du Pakistan, la Chine, l'Australie, etc.
Figure 1: irradiation solaire moyenne
Dans beaucoup de régions du monde, un kilomètre carré de terrain suffirait à générer jusqu'à 120 Gwh
d'électricité par an, grâce à la technologie des centrales solaire. Cette énergie est équivalente à la
production annuelle d'une centrale classique de 50 MW.
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5
La production d'électricité à partir du rayonnement solaire est un processus direct. L'énergie solaire
étant peu dense, il est nécessaire de la concentrer pour obtenir des températures exploitables pour la
production d'électricité. Le rayonnement est concentré en un point ou en une ligne, où l'énergie
thermique est transmise au fluide caloporteur. L'intensité de la concentration est définie par le facteur
de concentration. Plus celui-ci est élevé, plus la température atteinte sera importante.
La figure 2 montre les 4 principaux systèmes de concentration. Les systèmes à concentration en ligne
on généralement un facteur de concentration inférieur à ceux des concentrateurs ponctuels.
Figure 2: Principales technologies
de concentration solaire
Les systèmes de génération d'électricité sont divers : turbine à gaz, cycle de Rankine, Moteur Stirling,
Cycle de Rankine organique sont les options généralement choisies.
Le stockage constitue un aspect important des centrales solaires. Il permet de rendre la production
d'électricité constante et indépendante de la disponibilité du rayonnement solaire.
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6
Figure 3: Principe et avantage du stockage
thermique
La figure 3 montre comment la courbe de demande d'électricité (ici pour l'état du Nevada) peut être
aplanie par un système de centrale solaire avec stockage. Il est important de remarquer que ce
graphique suppose une puissance installée très importante (supérieure à celle d'une centrale nucléaire
classique). Ce cas de figure n'est pas réaliste dans un avenir proche, la totalité de la puissance installée
pour les systèmes à concentration solaire dans le monde étant inférieur à cette valeur !
La majorité des systèmes utilise des miroirs de verre pour réfléchir la radiation solaire. Des recherches
sont en actuellement en cours avec comme objectif d'améliorer les propriétés physiques des matériaux
réflecteurs, (réflectivité, résistance aux chocs, etc.)
Un aspect très important des systèmes à concentration et que seule la radiation directe peut être mise à
profit, la radiation diffuse ne pouvant pas être focalisé par le concentrateur. La centrale solaire ne peut
donc fonctionner que si le ciel est dégagé et que la radiation directe n'est pas diffusée par la couverture
nuageuse.
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3 Les centrales à capteur cylindro-parabolique
La technologie des capteurs cylindro-paraboliques et actuellement la plus éprouvée des techniques de
concentration solaire. De nombreuses installations ont déjà été testées et commercialisées, dont
certaines dans les années 80.
L'installation typique est constituée de trois éléments principaux : le champ solaire, le système de
transfert de la chaleur et le système de génération électrique.
Figure 4: Configuration typique d'une centrale à collecteurs
cylindro-paraboliques
L'énergie thermique reçue au collecteur est absorbée par un tuyau métallique à l'intérieur d'un tube en
verre sous vide. Le fluide (huile synthétique) qui circule à l'intérieur du tuyau, est chauffé à une
température d'environ 400°C. Ce fluide est ensuite pompé à travers des échangeurs conventionnels afin
de produire de vapeur surchauffée qui fait fonctionner une turbine/générateur électrique.
3.1
Le collecteur
Le collecteur est le composant de base du champ solaire. Il est composé d'un réflecteur parabolique
(miroir), d'une structure métallique, d'un tube récepteur et du système de poursuite solaire.
Les miroirs sont composés de verre pauvre en fer, dont la transmissivité atteint 98%. Ce verre est
recouvert d'une pellicule d'argent en sa partie inférieure, et d'un enduit spécial de protection. Un
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réflecteur de bonne qualité peut réfléchir 97% du rayonnement incident.
Le facteur de concentration pour un capteur cylindro-parabolique est d'approximativement 80.
Figure 5: Champ de collecteurs en Californie
Le rôle du mécanisme de poursuite est d'adapter l'inclinaison du capteur de manière à ce que la
radiation solaire incidente soit toujours perpendiculaire au réflecteur. De cette manière, la radiation est
réfléchie au foyer de la parabole et concentrée sur un tube récepteur dans lequel circule le fluide
caloporteur.
La structure métallique doit suffisamment solide pour résister aux importantes contraintes mécaniques
liées au vent. Elle doit de plus être munie d'extrémités assurant la compatibilité entre les dilatations
thermiques inégales de l'acier et du verre.
Figure 6: Vue schématique du collecteur cylindro-parabolique
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9
Le tube collecteur doit avoir les caractéristiques suivantes :
● Bonne absorption du rayonnement : son coefficient d'absorption doit être aussi élevé que
possible afin d'éviter toute réflexion du rayonnement incident.
● Pertes thermiques limitées : La température du tube dépassant généralement 400°C, les pertes
par échanges convectifs et radiatifs sont très importantes. Afin de les limiter, le tube est entouré
d'une enveloppe de verre sous vide.
Figure 7: Tube collecteur
3.2
Performances et modélisation du collecteur
La quantité d'énergie reçue par le collecteur parabolique dépend des conditions de fonctionnement :
● La quantité de radiation directe incidente sur le collecteur (G)
● La température moyenne du fluide dans le récepteur ( T m ) : plus cette température est élevée,
plus les pertes à l'ambiance sont élevées, et plus l'efficacité diminue.
● La température ambiante ( T a ) : Plus elle est faible, plus les pertes à l'ambiance sont élevées
● L'angle d'incidence du rayonnement sur le capteur (  ) : cet angle modifie le propriétés
d'absorption et de réflexion du rayonnement solaire par l'enveloppe de verre du récepteur.
La quantité d'énergie reçue dépend aussi de caractéristique physique intrinsèques au collecteur :
● Le coefficient d'échange entre le récepteur et l'ambiance ( UL ) : Il doit être aussi faible que
possible afin de minimiser les pertes à l'ambiance.
● Le coefficient de réflexion de miroirs (R) : Il est égal à la quantité de rayonnement reçue par le
récepteur par rapport à la quantité incidente sur le collecteur.
● Le facteur de transmittivité-absorptivité (   ). Il est égal à la quantité de rayonnement
absorbée par le tube récepteur en acier par rapport à la quantité de rayonnement incidente sur le
verre du récepteur. La manière dont il est calculé est exposée en annexe 1.
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●
●
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Le facteur de concentration (C).
Le facteur d'efficacité du capteur (F') : proportion d'énergie calorifique absorbée par le tube
métallique et effectivement transmise au fluide caloporteur.
Afin de calculer l'efficacité du collecteur solaire, une méthode similaire à celle exposée par Duffie &
Beckman pour les collecteurs planes est appliquée (Duffie & Beckman, 1981).
La quantité de rayonnement incident reçue par le tube récepteur vaut :
˙ = ⋅R⋅C⋅G
Qtube
La flux de chaleur perdu à l'ambiance par convection/radiation s'écrit :
Qloss˙ ,amb =UL⋅T m −T a
Le flux de chaleur transmis au fluide est égal à la différence entre Qtube et Qloss , amb multipliée par
le facteur d'efficacité du collecteur :
˙ =F '⋅[  ⋅R⋅C⋅G−U L⋅T m – T a  ]
Q fluid
On peut donc exprimer le rendement du collecteur par :
Q˙
F '⋅UL⋅T m – T a 
= fluid =F '⋅ ⋅R⋅C⋅–
G
G
3.3
Le champ solaire
Le champ solaire est la partie réceptrice de l'installation : la radiation solaire y est transformée en
énergie thermique. Les collecteurs sont connectés en série pour former de longues files qui à leur tour
sont connectées en parallèle. La taille du champ solaire dépend de la puissance désirée et de la
température du fluide caloporteur en sortie.
Les collecteurs sont alignés dans la direction nord-sud, et disposent d'un système monoaxial de
poursuite du soleil dans la direction est-ouest. Un senseur permet de contrôler la position du soleil par
rapport à la rangées de collecteur. Cette information est transmise au système de contrôle central qui
ajuste l'angle d'inclinaison en fonction.
Le champ solaire peut peut avoir plusieurs configurations en fonction de la manière dont il est alimenté
en fluide caloporteur. Dans tous les cas, la tuyauterie de sortie est la plus courte possible pour
minimiser les pertes à l'ambiance.
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Les différentes configurations sont :
● Installation à retour direct : C'est la configuration la plus simple et celle qui est la plus utilisée.
Son inconvénient principale et le déséquilibre entre les pressions à l'entrée et à la sortie de
chaque rangée de collecteurs. En effet, la distance parcourue par le fluide passant par dans la
dernière rangée est plus courte que celle parcourue par le fluide de la première rangée. (cfr
figure ci-dessous).
Les pertes de charge sont donc plus ou moins importantes et le débit n'est pas identique pour
chaque rangée de collecteurs.
Des vannes ajustant la perte de charge doivent alors être installées sur chaque rangée de
collecteurs.
●
Installation à retour indirect : les pertes de charge son équilibrées pour chaque rangée en
effectuant une boucle à l'entrée du champ solaire. La longueur totales de tuyauterie est
légèrement
augmentée,
ainsi
que
les
pertes
à
l'ambiance.
●
Installation à alimentation centralisée : Le but de ce type d'installation est de minimiser la
longueur totale de tuyauterie. Comme pour l'installation à retour direct, des vannes d'ajustement
de la perte de charge sont nécessaires sur chaque rangée de capteurs.
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3.4
12
Miroirs de Fresnel.
Un facteur de coût important dans la technologie des collecteur cylindro-paraboliques et la mise à
forme du verre pour obtenir la forme parabolique requise.
Afin de diminuer ce coût, plusieurs groupes de recherche travaillent sur des prototypes de collecteurs de
Fresnel à focalisation linéaire. L'idée est d'approximer la forme parabolique du collecteur par une
succession de miroirs planes, comme indiqué sur la figure 8.
Figure 8: Principe de fonctionnement des miroirs de Fresnel
Un premier étage de réflecteur est installé sur le sol. Le rayonnement est réfléchi au foyer de la
parabole approximée par le jeu de miroirs. Un deuxième étage de réflecteurs redirige le rayonnement
vers le tube récepteur.
Ce second étage de réflecteurs, en plus de réfléchir le rayonnement, joue aussi le rôle d'isolant pour le
tube récepteur. Il est en effet recouvert d'une importante couche d'isolation en sa partie supérieure. La
partie inférieure est quant à elle isolée par une vitre.
Les principaux avantages de cette technologies par rapport aux concentrateurs traditionnels sont :
– Coût inférieur des miroirs
– Pas de vide à l'intérieur du tube récepteur, ce qui facilite sa conception et sa durabilité.
– Les contraintes mécaniques dus à la poussée du vent sont réduites par la disposition plane des
miroirs.
Un tout premier prototype de 2500 m² utilisant la technologie des miroirs de Fresnel a été réalisé à
Liège en 2001 par la société belge Solarmundo.
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13
Figure 9: Prototype de 2500 m² à Liège
Selon Solarmundo, cette technologie pourrait mener à une réduction des coûts de production de 50%
par rapport à aux réflecteur traditionnels. Une étude a été réalisée en 2002 par plusieurs instituts de
recherche allemands sur les avantages d'un tel type d'installation : Le projet étudié était
l'implémentation d'un système à miroir de Fresnel sur le site d'Hurguada en Egypte. L'étude conclut
que les performances thermiques des collecteurs de Fresnel sont inférieures de 30% aux systèmes
classiques, mais qu'un coût de production au Kwh inférieur est obtenu : 0.075 ¬/kWh contre 0.0845
¬/kWh pour les collecteurs classiques (Häberle et Al, 2002).
3.5
Systèmes à ébullition directe
Afin de limiter les pertes exergétiques dans les échangeurs de chaleur du circuit primaire, il est possible
d'effectuer la vaporisation du fluide de travail (généralement de l'eau) directement dans le collecteur
solaire. La faisabilité d'un tel système a été démontrée sur un prototype de la plate forme solaire
d'Almeria, au sud de l'Espagne. La vapeur d'eau y est produite à une température de 400 °C.
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14
Figure 10: Concentrateurs solaire à ébullition directe à Almeria
Un flux diphasique dans un grand nombre de longs tubes horizontaux parallèles est un défi
technologique majeur : les conditions d'entrée de turbine doivent en effet être maintenues constantes et
les instabilités de l'écoulement doivent être évitées, même en cas de modification subite de l'insolation
solaire. Des stratégies de contrôle poussées doivent êtres mises au point pour éviter des variations
rapides pouvant nuire au bon fonctionnement du cycle thermodynamique.
3 systèmes distincts peuvent être utilisés (cfr figure 11) :
–
–
–
Le système Once-through : Il s'agit du cas basique où l'eau d'alimentation est préchauffée,
évaporée, et convertie en vapeur surchauffée alors qu'elle circule entre l'entrée et la sortie de la
rangée de collecteurs. Ce concept est le moins complexe et demande moins d'investissement, mais
son contrôle est plus délicat.
Le système à injection : de l'eau liquide est injectée en plusieurs points le long de la rangée de
collecteurs.
Le système à recirculation : un séparateur eau-vapeur est installé en sortie d'évaporateur. La
quantité d'eau fournie à l'évaporateur est supérieure à la quantité qui peut être évaporée. La vapeur
est séparée de l'eau et envoyée dans la section de surchauffe. Ce type de système est très facilement
contrôlable, mais le séparateur de vapeur et la pompe de recirculation augmentent la consommation
auxiliaire de l'installation.
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15
Figure 11: Concepts d'injection pour l'évaporation
directe
La stratégie de contrôle pour le système once-through est illustré à la figure 12.
Les systèmes de régulation dans ce cas sont les suivants :
● La pression d'entrée turbine est régulée par la vanne à la sortie du séparateur eau-vapeur, qui
impose une perte de charge
● Les variations rapides de température à l'entrée de la turbine sont régulées par l'injection d'eau
liquide dans le dernier élément du surchauffeur.
● Les variations lentes de température (par exemple si l'insolation diminue à la fin de la journée)
sont régulées par la pompe d'alimentation du cycle, qui diminue le débit si la température
diminue.
Figure 12: Principe de fonctionnement et de controle de l'évaporation dans les
collecteurs
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3.6
16
Systèmes hybrides
La disponibilité de l'énergie solaire étant intermittente, il n'est pas rentable d'investir dans un champ
solaire seul avec sa turbine et son générateur électrique. Le taux d'utilisation du système de génération
de puissance en effet très faible et ne justifie pas l'investissement.
Afin de mettre à profit le système même quand l'énergie solaire n'est pas disponible, l'installation et
généralement hybridée : une unité auxiliaire au gaz ou au pétrole est utilisée pendant les périodes
nuageuses ou en fin de journée afin d'assurer une production continue.
Une description schématique d'un tel système est disponible à la figure 4.
Une autre solution afin d'obtenir un bon taux d'utilisation du bloc de puissance est le stockage de
l'énergie thermique par sels fondus.
3.7
Systèmes de génération de puissance.
Le système les plus couramment utilisé est le traditionnel cycle de Rankine : la chaleur est transportée
par l'huile synthétique depuis les collecteur jusqu'à la chaudière, où l'eau est évaporée. La vapeur est
ensuite détendue dans la turbine, condensée et comprimée puis renvoyée dans l'évaporateur.
Cependant, l'utilisation d'un cycle de Rankine nécessite des températures élevées (l'efficacité du cycle
chute si la température de la vapeur à l'entrée de la turbine est inférieure à 300 °C), et l'investissement
requis pour la turbine est important. Le champ solaire doit donc obligatoirement être de taille
importante.
Afin de valoriser les champ de concentrateurs cylindro-paraboliques de petite taille (voire d'un seul
concentrateur), de nouvelles solutions sont actuellement étudiées. Ces solutions visent à développer
des système de récupération de la chaleur à plus basse température. Les avantages d'un tels système
sont multiples :
● Moins de pertes thermiques au niveau du collecteur, puisque le terme T m –T a  est plus
faible.
● Possibilité, comme mentionné plus haut, de limiter la taille du champ de concentrateurs.
Le principal inconvénient est évident : la source chaude du cycle étant à une température inférieure, le
rendement de Carnot est plus faible et moins d'énergie peut être récupérée.
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17
Parmi les systèmes de récupération de chaleur à basse température, on peut citer :
● Le cycle de Rankine organique : A la différence du cycle de Rankine à vapeur, le cycle de
Rankine organique utilise un fluide possédant un point d'ébullition plus bas et présentant un
rendement supérieur à basse température. Les fluides utilisés peuvent être soit des réfrigérants
(R134a, R123, R245fa, etc) soit des hydrocarbures (n-pentane, isopentane, toluene, etc.). La
turbine axiale est généralement remplacée par un expanseur volumétrique (scroll, vis) ayant une
vitesse de rotation moindre, un rapport de pression plus élevé évitant ainsi la nécessité de
multiplier
les
étages
durant
l'expansion.
Le cycle de Rankine organique présente l'avantage d'être très simple, tous ses éléments étant très
répandus et relativement bon marchés.
● Le cycle supercritique au CO2 : Le principal avantage de ce cycle est de présenter une
température non constante dans l'échangeur de la source de chaleur. Il y a donc moins
d'irréversibilités
et
un
meilleur
rendement
théorique.
Le principal inconvénient vient de la très haute pression dans le cycle : les conduites sont
soumises à des contraintes mécaniques importantes et doivent donc être renforcées, ce qui
augmente le coût de l'installation. La probabilité de panne est en outre augmentée.
Un des avantages du cycle au CO2 est la non toxicité et la non inflammabilité de son fluide de
travail, ce qui n'est généralement pas le cas pour un cycle de Rankine organique.
● Le cycle eau/ammoniaque : A l'instar du cycle au CO2, ce cycle possède une température non
constante dans l'évaporateur, son fluide de travail étant un mélange non azéotropique.
Figure 13: Temperature profile in the
evaporator
Ce cycle est est plus complexe que les deux cycles présentés précédemment. Afin d'ajuster les
concentrations de NH3 dans l'eau aux différents endroits du cycle, un plus grand nombre
d'échangeurs de chaleur est requis, ainsi qu'un minimum de 2 pompes. Son rendement
théorique est légèrement supérieur à celui du cycle de Rankine organique. Ses principaux
inconvénient sont la toxicité de son fluide de travail, et sa complexité, qui augmente le coût
d'installation.
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18
4 La tour solaire
Ce type de centrales est constitué de nombreux miroirs concentrant les rayons solaires vers une
chaudière située au sommet d'une tour . L'avantage de la tour solaire par rapport aux capteurs cylindroparaboliques est que les pertes à l'ambiance sont inférieurse car la surface exposée est limitée.
Figure 14: Configuration typique d'un système de tour solaire à sels
fondus
Les miroirs uniformément répartis sont appelés héliostats. Chaque héliostat traque le soleil
individuellement et le réfléchit en direction d'un receveur au sommet de la tour solaire. Le facteur de
concentration varie de 600 à plusieurs milliers, ce qui permet d'atteindre des températures importantes,
de 800 °C à 1000°C.
Figure 15: Solar II central receiver plant in Barstow, California
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4.1
19
Fluide caloporteur et récepteur solaire
Les trois fluides caloporteurs les plus utilisés sont la vapeur d'eau, l'air et les sels fondus.
L'installation pilote de Barstow en Californie a utilisé de la vapeur d'eau comme fluide caloporteur de
1982 à 1988. La vapeur d'eau a ensuite été remplacée par des sels fondus, qui ont l'avantage d'être
également un moyen de stockage de l'énergie calorifique.
Les premières approches utilisaient des faisceaux de tubes en acier au sommet de la tour pour absorber
la radiation solaire. Ce concept a bien fonctionné sur l'installation de Barstow avec les sels fondus,
mais a montré ses limites sur d'autres installations européennes lorsque l'air est utilisé comme fluide
caloporteur. Des surchauffes locales des tubes en acier ont en effet été constatées ainsi que des
transferts de chaleurs inadéquats.
Un nouveau concept de récepteur à air a alors été mis au point dans le cadre du projet allemand
PHOEBUS : le récepteur volumétrique. Ce récepteur utilise un maillage de fils métalliques,
directement exposé à la radiation solaire incidente. Le bon fonctionnement de ce système a été validé
sur une installation pilote de 2.5 MW à Almeria mais n'est pas encore disponible commercialement.
Les températures atteintes sont de 800°C, mais des températures supérieures pourraient être atteintes
avec des structures poreuses de SiC ou de Al2O3 actuellement en développement.
Figure 16: Récepteur
volumétrique
4.2
Stockage.
Deux types de stockage peuvent être utilisés : le stockage à stratification (stockage à un réservoir) et le
stockage à deux réservoirs. Ce dernier type de stockage est le plus généralement utilisé : les sels fondus
sont transférés du réservoir froid au réservoir chaud afin d'accumuler l'énergie excédentaire. Ce
système est décrit à la figure 14.
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4.3
20
Cycles combinés.
Les hautes températures atteintes dans les tours solaires peuvent être utilisées pour alimenter non
seulement un cycle de Rankine, mais aussi une turbine à gaz et un cycle combiné. De tels systèmes
pourraient atteindre un rendement peak de 35 % et un rendement annuel solaire-électrique de 25%.
Les développements effectués dans les récepteurs volumétriques à air permettent de réchauffer
directement l'air dans la tour solaire, à des températures dépassant 800 °C.
Ce concept est actuellement développé dans le cadre du projet SOLGATE et semble être une très bonne
solution d'avenir pour les centrales solaires.
Figure 17: Schéma d'un cycle combiné alimenté par un récepteur volmétrique centra pressurisé.
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21
5 Les centrales à capteurs paraboliques
Les capteurs paraboliques fonctionnent d'une manière autonome. Ils suivent le soleil sur 2 axes afin de
concentrer le rayonnement solaire sur le foyer de la parabole réfléchissante. Le rapport de concentration
est souvent supérieur à 2000 avec une température de 750°C.
De toutes les technologies solaires, les capteurs paraboliques ont démontré les meilleurs rendements
solaire-électricité (29.4%).
Figure 18: Capteur parabolique avec moteur stirling
Un de leur principaux avantages est la modularité : ils peuvent en effet être installés dans des endroits
isolés, non raccordés au réseau électrique. Ils possèdent donc également un important potentiel de
développement, particulièrement dans des région peu peuplées de certains pays du sud.
5.1
Concentrateur
Le concentrateur solaire est composé d'une surface réflective de verre ou de plastique et concentre le
rayonnement incident à son foyer. Sa taille dépend évidemment de la puissance solaire requise.
Comme ordre de grandeur, on peut considérer qu'un concentrateur de 10 m de diamètre peut fournir
jusqu'à 25 KW d'électricité sous un insolation de 1000 W/m².
Le concentrateur possède deux degrés de liberté afin de poursuivre efficacement le soleil. Ce tracking
s'effectue de façon tout à fait autonome, contrairement aux capteurs cylindro-paraboliques.
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5.2
22
Récepteur
Le récepteur absorbe l'énergie réfléchie par le concentrateur et la transfère au fluide de travail du cycle
de puissance. La température de la source chaude peut être adaptée en plaçant le récepteur plus ou
moins loin du foyer du collecteur.
Deux types de cycles peuvent être utilisés en aval du récepteur : le cycle de Strirling ou le cycle de
Brayton.
Dans le cas du moteur Stirling, le flux de chaleur transmis est intermittent, ce qui pose des problèmes
de fatigue par dilatation thermique. Pour répondre à ce problème, un fluide intermédiaire (le plus
souvent du sodium) est parfois utilisé entre le récepteur et le moteur Stirling. L'efficacité du transfert
de chaleur atteint 90%
Figure 19: Récepteur pour un
cycle de Stirling
Dans le cas des cycles de Brayton, une technologie semblable à celle des tours solaire est utilisées : le
rayonnement solaire est absorbée par une substance poreuse, qui réchauffe l'air d'alimentation du cycle.
Cette méthode offre un rendement de 80%.
5.3
Cycle de puissance
Le système chargé de transformer la chaleur provenant de la radiation solaire en puissance mécanique
est monté directement sur le capteur parabolique, à proximité de son foyer. Dans le cas contraire, le
collecteur perdrait sa liberté de mouvement et ne pourrait plus poursuivre le soleil.
Le système doit donc être le plus compact possible, de manière occulter un minimum la radiation
solaire.
Comme mentionné plus haut, deux solutions peuvent être utilisées :
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5.3.1
23
Le cycle de Stirling
Le cycle de Stirling idéal est représenté sur la figure 20. Il comprend 4 transformations :
− 1-2 : Compression isotherme
− 2-3 : Echauffement isochore
− 3-4 : Expansion isotherme
− 4-1 : Refroidissement isochore
Figure 20: Cycle de Stirling idéal
Le rendement du cycle de Stirling idéal est égal au rendement de Carnot, puisque l'expansion et la
compression sont isothermes.
Cependant, de nombreuses irréversibilités existent dans le cycle qui réduisent ce rendement,
particulièrement dans le régénérateur.
Dans le cas des capteur paraboliques, la source chaude si situe généralement à une température de 700
°C et la source froide est assurée par l'air ambiant, brassé par un ventilateur à l'arrière du moteur (figure
18). Le rendement chaleur-électricité du moteur Stirling à ces températures atteint 40%.
Le principal avantage du moteur Stirling est que son fluide de travail (hélium ou hydrogène à une
pression de 200 bars) est totalement isolé de son environnement. Le transfert de chaleur s'effectue de
façon externe, ce qui simplifie singulièrement la conception du système.
Quoilin Sylvain
5.3.2
24
Le cycle de Brayton.
La compacité des turbines à gaz, en fait également un candidat très adapté aux capteurs paraboliques. Il
n'existe cependant actuellement aucun exemple de capteur parabolique utilisant ce système,
principalement à cause du design plus complexe et d'un rendement inférieur. Les prédictions évaluent le
rendement chaleur-électricité de la turbine à gaz pour le capteur parabolique à 30%.
Le schéma d'intégration du cycle de Brayton sur le concentrateur solaire et représenté à la figure 21 :
Figure 21: Système de capteur parabolique avec un cycle de Brayton
5.4
Hybridation
Tout comme pour la tour solaire et le capteur cylindro-parabolique, il est souvent économiquement
préférable d'hybrider le système avec un un système de combustion traditionnel. Un brûleur à gaz ou à
pétrole est alors intégré au capteur parabolique, à proximité du récepteur.
Quoilin Sylvain
25
6 Résumé des différentes techniques.
Le tableau récapitulatif ci-dessous donne un aperçu de quelques caractéristiques techniques principales
des différents systèmes de concentration solaire :
Capacity
Unit MW
Concentrati
on
Peak solar Annual solar Thermal cycle Capacity efficiency
efficiency
efficiency
factor (solar)
Trough
10200
7080
21% (d)
Fresnel
Power tower
Dish
Stirling
10200
10150
25100
3001000
0,01 – 0,4
10003000
20% (p)
20% (d)
35% (p)
29% (d)
1015% (d)
1718% (p)
911% (p)
810% (d)
1525% (p)
1618% (d)
1823% (p)
3040% ST
3040% ST
3040% ST
4555% CC
3040% Stirl.
2030% GT
24% (d)
2570% (p)
2570% (p)
2570% (p)
25% (p)
(d): demonstrated; (p): projected; ST: steam turbine; GT: gas turbine; CC: combined cycle
Solar efficiency = net power generation/incident beam radiation
Capacity factor = solar operating hours per year/8760 hours per year
Ce second tableau résume les avantages et inconvénients lié à chaque technique :
Source : GreenPeace, ESTIA, SolarPaces - Concentrated Solar Thermal Power (September 2005)
Land use per Mwh/y
68 m²
46 m²
812 m²
812 m²
Quoilin Sylvain
26
7 Situation actuelle et future
Des 3 principales technologies reprises dans ce travail, 2 sont exploitées commercialement. De
nombreuses installations pilotes existent, mais les projets commerciaux déjà en fonctionnement sont
très rares.
Parmi les installations commerciales actuellement fonctionnement, on peut citer :
Centrales SEGS en Californie.
Il s'agit de 9 centrales à concentrateur cylindro-paraboliques, construites au cours des années 80 et 90.
Ces centrales sont des centrales hybrides, avec un cycle de Rankine comme générateur de puissance.
Leur puissance cumulée est de 354 MW.
Figure 22: Bloc de puissance d'une centrale SEGS
La tour solaire PS10 près de Séville
Inaugurée en avril 2007, cette tour solaire de 10 MW, utilise des sels fondus comme fluide caloporteur
et comme moyen de stockage.
Figure 23: Tour solaire PS10 près de Séville
Quoilin Sylvain
27
La figure 24 montre la puissance installée annuellement depuis 1980 et les prévisions jusqu'à 2020.
On voit qu'après l'installation de la dernière centrale SEGS en 1992, plus de 10 ans se sont écoulés sans
aucune nouvelle centrale. Plusieurs éléments peuvent justifier cette constatation :
● Le coût plus élevé de l'électricité provenant des centrales solaires
● Une chute du prix de l'électricité à partir de 1986, quelques années après les 2 chocs pétroliers
des années 70 et 80.
● La libéralisation du secteur de l'électricité, qui encourage les investissement rentables à plus
court terme comme les centrales thermiques classiques.
On constate cependant un regain d'intérêt pour la concentration solaire depuis plusieurs années. On peut
par exemple citer l'Espagne, qui propose un prix de rachat minimum de 18 ¬cents/kwh pour l'électricité
provenant de centrales solaires. En Californie, le gouverneur Schwarzenegger a mandaté un groupe
d'experts pour définir une feuille de route dans le but d'obtenir une puissance totale de 3000 MW
d'électricité solaire d'ici 2015.
Figure 24: Puissance installée annuellement
Comme on le voit sur le graphique, les centrales solaires pourraient connaître un développement très
important dans un futur proche. De nombreux projets sont actuellement en cours de réalisation. La
liste des ces projets est incluse en annexe 2.
Quoilin Sylvain
28
8 Evaluation des coûts
Afin de comparer les coûts de génération de l'électricité entre eux et pour chaque technique de
production, plusieurs facteurs doivent être pris en compte :
– Le coût d'investissment
– Le coût d'opération et de maintenance
– Les coûts liés à l'utilisation de l'énergie primaire
L'indicateur le plus utilisé pour les centrales solaires et dans beaucoup d'autres systèmes et le
Levelized electricity cost (LEC). Il est calculé de la manière suivante :
Le taux d'intérêt utilisé prend en compte l'inflation. Les valeurs indiquées sont celle utilisées par la
banque mondiale dans son rapport : Strategy for the Market Development of Concentrating Solar
Thermal Power.
Le graphique suivant donne, à titre indicatif, le LEC en $cts/kWh calculé pour différentes technologies
de production d'électricité en Californie :
Quoilin Sylvain
29
On constate que l'électricité provenant des centrales solaires est bien mois coûteuse que celle produite
par panneaux photovoltaïques. Parmi les différentes technologies de concentration solaire, on remarque
que les capteur paraboliques produisent l'électricité à un coût supérieur par rapport aux deux autres
techniques.
Les coûts peuvent être réduits drastiquement par la production à grande échelle. L'exemple des 9
centrales SEGS en Californie est représentatif : plus la puissance installée était importante, plus le LEC
a diminué, comme le montre le graphique ci-dessous.
8.1
Coût environnemental
La figure 25 montre une comparaison entre les émissions de CO2 basée sur l'étude du cycle de vie pour
plusieurs technologies de centrale. On voit que les performances des centrales solaires cylindroparaboliques sont excellentes, dépassant même celles des éoliennes et des centrales hydroélectriques.
Figure 25: Emissions de CO2 pour 6 technologies de production d'électricité
Quoilin Sylvain
30
9 Perspectives de développement.
La technologie des centrales solaires est relativement jeune. Elle présente donc un énorme potentiel de
développement. Le tableau suivant présente les principales pistes d'amélioration investiguées en ce
moment, ainsi que leur influence sur le coût final de production de l'électricité :
On constate que le principal potentiel d'amélioration vient de l'augmentation de l'échelle de la centrale
solaire. Viennent ensuite l'amélioration de la structure et de l'assemblage, l'amélioration des réflecteurs
(réflectivité, résistance, etc.), l'introduction d'un système de stockage, etc.
Les nouveaux systèmes comme la génération directe de vapeur, les réflecteurs de Fresnel montrent
aussi un gros potentiel de développement.
Quoilin Sylvain
31
10 Conclusion
Ce travail fournit un aperçu général des centrales solaires à concentration. Les différents systèmes sont
décrits, ainsi que les grandes lignes de développement. Une description des différents projets déjà
opérationnels est proposée et les perspectives de développement son évoquées.
Au niveau économique, la technologie des centrales solaires pour la production d'électricité est prête
pour le marché. Plusieurs types d'installations ont déjà été testées et analysées avec succès. Une
expérience non négligeable a été acquise dans ce domaine, qui pourra apporter une contribution
significative aux installations futures.
Les prochaines décennies verront plus que probablement la création d'un nombre important de
concentrateurs paraboliques, cyclindro-paraboliques, et de tours solaires. Les coûts seront ainsi
fortement diminués et il est possible que les incitants gouvernementaux à de tels systèmes deviennent
obsolètes.
L'implémentation géographique de ces systèmes sera vraisemblablement limitée aux pays de la
ceinture solaire , l'investissement ne semblant pas justifié dans le court terme pour des pays moins
ensoleillés.
La rapidité du développement des centrales solaires dépendra cependant de nombreux facteurs, tels que
les aides publiques, la confiance des investisseurs, l'évolution du prix du CO2, la possibilité de
diversifier les débouchés (comme par exemple la production d'hydrogène), le prix des énergies
primaires, etc.
Enfin, il est probable que les systèmes à concentration contribueront de manière non négligeable aux
objectifs de réduction des émissions de CO2 et aux problèmes de développement et de fourniture
d'énergie pour les régions arides.
Quoilin Sylvain
32
11 Bibliographie
1. Duffie, J.A., and Beckman, W.A. (1981). Solar engineering of thermal processes, 2nd ed., John
Wiley & Sons, Inc., New York, N.Y.
2. Trans-Mediterranean Renewable Energy Cooperation (TREC), Renewable Energies,
http://www.trec-eumena.org/re_energies/
3. IEA SolarPACES, Technology Characterization Solar Power Towers,
http://www.solarpaces.org/solar_tower.pdf
4. IEA SolarPACES, Technology Characterization Solar Dish Systems,
http://www.solarpaces.org/solar_dish.pdf
5. IEA SolarPACES, Technology Characterization Solar Parabolic Trough,
http://www.solarpaces.org/solar_trough.pdf,
6. Hans Müller Steinhagen, 'Concentrating solar power, a review of the technology', Ingenia, 2003
7. Assessment of the World Bank / GEF Strategy for the Market Development of Concentrating Solar
Thermal Power (2006)
8. International Executive Conference on Expanding the Market for Concentrating Solar Power
Moving Opportunities into Projects, 19-20 June 2002, Berlin
9. German Aerospace Center (DLR), Institute of Technical Thermodynamics - Concentrating Solar
Power for the Mediterranean Region, Final Report (2005)
10. Robert Pits-Paal, Jürgen Dersch, Barbara Milow - European Concentrated Solar Thermal RoadMapping (2003)
11. GreenPeace, ESTIA, SolarPaces - Concentrated Solar Thermal Power (September 2005)
12. S. Quoilin, Experimental study and modeling of a low temperature Rankine cycle for small scale
cogeneration, Licenciate thesis, Université de Liège, 2007.
Quoilin Sylvain
33
Annexe 1 : Calcul du  
La quantité d'énergie absorbée par le tube métallique et transmise au fluide caloporteur dépend de 2
paramètre :
● La transmittance  de la couche de verre
● Le coefficient d'absorption  de tube métallique
La figure 26 montre la quantité d'énergie perdue à chaque transmission - réflexion par un rayon incident
sur le récepteur.
Figure 26: Parcours d'un rayon lors de transmissions et de
réflexions successives
La quantité finale d'énergie transmise est une série géométrique infinie de raison 1−⋅1−
On a donc :
∞
1
 =⋅⋅∑ 1−k⋅1−k =⋅⋅
1−1−⋅1−
k =0
 et  dépendent de l'angle d'incidence. Le facteur   ne peut donc être défini que pour un
angle d'incidence donné.
Si l'angle d'incidence vaut 0, le rayonnement est normal à la surface. On écrit alors :  n .
 n est une caractéristique intrinsèque du collecteur et est généralement donné par le constructeur.
  quant à lui diminue si l'angle d'incidence  diminue. Pour en tenir compte, un facteur de
correction IAM (incidence angle modifier) est déterminé expérimentalement :
 = n⋅IAM
Quoilin Sylvain
Annexe 2 : Projets de centrale solaire en cours de réalisation.
Source : GreenPeace, ESTIA, SolarPaces - Concentrated Solar Thermal Power (September 2005)
NB :
- Ce tableau a été réalisé en 2005. Depuis, de nouveaux projets se sont ajoutés à la liste.
- Le projet PS10 ayant été inauguré en avril 2007, il doit être retiré de la liste.
34

Les Centrales Solaires à Concentration - Labothap

Transcription

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