DSG –ISCCS :

Pour intégrer la technologie DSG dans le cycle de Rankine. Montes et al. [49] ont étudié la performance de 220 MW DSG-ISCCS, par rapport à celle d'une centrale électrique de cycle combinée pur, sous deux types de climats différents, à savoir, Almeria (Espagne), avec un climat méditerranéen, et Las Vegas (Etats-Unis), avec un climat chaud et sec.

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Figure .I.21. DSG-ISCCS à double niveau de pression proposé par Montes et al. [49].

La simulation a été effectuée avec un logiciel bien connu TRANSYS, elle a indiqué que même si la centrale de cycle combinée a une performance inférieure à Las Vegas en raison de températures plus élevées, la DSG-ISCCS offre de meilleures performances à Las Vegas que dans Almeria, en raison de l'hybridation solaire. En outre, le rendement global de la DSG-ISCCS à Las Vegas est meilleur que dans Almeria avec 52,18% et 51,90% respectivement. En outre, l'analyse économique a révélé que le (LEC) de la centrale électrique dans le premier emplacement est plus faible que dans le second. Plus en profondeur, la centrale hybride solaire a un (LEC) inférieur que le cycle combinée à Las Vegas (80,52 vs 81,29 €/MWh), alors qu'il est supérieur à celui de cycle combinée à Almeria avec respectivement 80,55 et 80,35 €/MWh.

De plus, Montes et al. [50] ont étudié différentes tailles d’hybridations solaires de 220MW DSG-ISCCS pour les îles Canaries, en Espagne. Ils ont conclu que l’augmentation du champ solaire augmente le rendement de la turbine à vapeur. Pour cette raison, ils ont recommandé une hybridation solaire plus petite que permet un fonctionnement nominal pendant une année sans surcharges importantes.

El-Sayed [51] a proposé la mise en œuvre de la DSG-ISCCS au Kuraymat, Egypte. La centrale proposée consistait en une turbine à gaz de 30 MW, une turbine à vapeur de 65 MW et un champ solaire de 190 000 m² qui correspondent à 90 MW d'énergie solaire thermique au point de 720W/m² derayonnement solaire. L'analyse a été réalisée à la fois en économie de carburant et en mode d'augmentation de puissance. L'auteur a étudié le rapport coût-bénéfice

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de l’ISCCS et a trouvé des valeurs comprises entre 1,25 et 1,35, selon le mode de fonctionnement. Il a également conclu que le mode d'augmentation de puissance est plus économique que le mode d'économie de carburant. En outre, l'analyse de sensibilité a été soulignée que DSG-ISCCS pourrait devenir économiquement faisable si le coût de champ solaire est réduit et les prix du gaz naturel augmentent.

Figure .I.22. Configuration DSG-ISCCS par El-Sayed [51].

Elsaket [52] a développé un code mathématique pour simuler les performances de DSG-ISCCS dans des conditions climatiques libyennes. L'étude a mis l'accent sur la modification des cycles de Brayton 4x51 MW existants dans un cycle combiné solaire intégré avec la technologie directe de génération de vapeur. L'auteur a présenté en détail la formulation mathématique de chaque composant ainsi que les organigrammes du code développé. Les résultats ont montré une efficacité d'environ 78% pour le champ solaire sous un climat libyen. Ils ont indiqué que l'idée de modifier la turbine à gaz existait offrirait de nombreux avantages. Par exemple, il augmente la capacité de la centrale de 286,12 MW au point de conception qui conduit à une économie d'environ 151260 tonnes de combustibles fossiles chaque année, par conséquent, d'éviter 468910 tonnes de dioxyde de carbone par an.

Li et Yang [53] ont mis en place et analysé, sous la ville de Yulin en Chine, une entrée solaire DSG-ISCCS à deux étages. L'usine est constituée d'une turbine à gaz, double pression avec un seul réchauffage de HRSG et une turbine à vapeur surdimensionné. Ils ont utilisé le logiciel de simulation de procédés Aspen Plus pour optimiser et évaluer le rendement horaire, mensuel et annuel de la configuration proposée. La modélisation des composants est basée sur la masse et le bilan énergétique, alors que les propriétés thermiques et thermodynamiques sont estimées en utilisant les modèles RK-SOAVE et STEAM-TA. Les paramètres

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météorologiques y compris DNI, la vitesse du vent et d'autres conditions météorologiques sont prises à partir de base de données météorologiques annuel.

Figure .I.23. Système avancée DSG-ISCCS avec deux étapes d'entrées solaire [53]. L'optimisation a été révélée que la pression de conception optimale et la température du réchauffage et de la vapeur à basse pression, au point de conception, sont respectivement 16 bars et 560°C, et 5 bars et 320°C. En comparaison avec les apports solaires en une étape DSG-ISCCS le concept proposé permet l'avancement du rendement solaire électrique (jusqu'à 30%) et le rendement exergétique globale (jusqu'à 61%) d'environ 1,2% et 2,5%, respectivement. En outre, il offre un plus grand rendement net d'électricité (jusqu'à 74%) supérieure à celle d'un stade entrée solaire DSG-ISCC et CC d'environ 4,5% et 30,9%, respectivement. Néanmoins, le rendement thermique global des apports solaires en deux étapes DSG-ISCCS est inférieur à celle d’une seule étape (53,4% contre 54,1%), et par conséquent, quatre études sont recommandées pour répondre à la question sur la meilleure configuration DSG-ISCCS qui offre le plus bas coût moyen actualisé de l'électricité (LEC).

L’intégration de la technologie DSG dans le cycle de Brayton est une option très prometteuse.

Craig et al. [54] ont proposé un nouveau concept d’ISCCS qui combine un champ solaire dur parabolique avec une centrale électrique de CC, au niveau du cycle de Brayton. Ils ont prouvé la faisabilité du concept proposé, qui a une haute fiabilité et faible risque financier selon les auteurs. Il a été observé que l'intégration d'une énergie solaire thermique de 100 MW

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dans 40 MW à turbine à gaz dérivés de l'aéronautique serait offrir de meilleures performances et conduit à atteindre un taux de couverture solaire d'environ 57 à 59 %.

Livshits et Kribus [55] ont mis en place un nouveau concept qui utilise le rayonnement solaire recueillie par le champ solaire cylindro-paraboliques à moyenne température pour améliorer la performance thermodynamique de la turbine à gaz à injection de vapeur. Le concept proposé comprend l'installation d'un condenseur pour récupérer et recycler l'eau injectée, et par conséquent, de réduire la consommation d'eau. Ils ont utilisé le logiciel de processus HONEYWELL UNISIM pour simuler la performance nominale de quatre turbines à gaz commerciaux, Solar Centaur 40-T4700 de 3,51 MWe, GE LM2000 de 17,56 MWe, GE LM6000 PC de 43,57 MWe et Mitsubishi 701G de 334MWe. Le rendement de conversion global, la fraction solaire en fonction du ratio vapeur-air, le rendement-solaire d'électricité, le rendement incrémentale et la consommation d'eau spécifique ont été étudiés. Les auteurs ont examiné la performance solaire du cycle hybride sur une large gamme de paramètres de fonctionnement, et sur une large gamme de rapport de débit massique vapeur d'eau/air, et les comparés à ceux du cycle classique avec les mêmes paramètres opérationnels. Les résultats des simulations ont montré que le rendement global de conversion de 40 à 55% est faisable et la fraction solaire allant jusqu'à 50% peut être atteinte. En outre, un rendement supplémentaire de 22 à 37%, ce qui correspond à un rendement d'énergie solaire électrique d'environ 15 à 24%.

40 I.7.1.3. HTF-ISCCS vs. DSG-ISCCS:

Nezammahalleh et al. [56] ont fait une étude comparative entre trois technologies de centrales électriques, c’est à dire, DSG-ISCCS, HTF-ISCCS et HTF-SEGS des données de conception similaire qui ont été examinés. Ils ont trouvé que la DSG-ISCCS a de meilleures performances que les deux autres centrales électriques. D'un intérêt particulier, son (LEC) a été de 2,4% inférieur à celui de HTF-ISCCS en raison des coûts d'investissement plus faibles, le rendement thermique plus élevée. En outre, la DSG-ISCCS est capable de sauver environ 46 millions de dollars dans les combustibles fossiles au cours des 30 ans de vie par rapport à ISCCS-HTF. Du point de vue de l'environnement, DSG-ISCCS pourrait libérer des émissions de GHG d'environ 2,5% points de moins que ISCCS-HTF, tandis que la technologie de SEGS reste le plus respectueux de l'environnement car il a les plus faibles émissions de CO2.

Baghernejad et Yaghoubi [57] ont appliqué les algorithmes évolutionnaires multi-objectifs pour déterminer les solutions optimales qui répondent simultanément aux multi-objectifs économiques et énergétiques de l’ISCCS de 400 MW à Yazd, Iran. Les cas de l'utilisation d'air, d'eau ou d'huile comme fluide de transfert de chaleur dans le domaine solaire ont été examinées et comparées. Les résultats ont été montrés le potentiel de la technique d'optimisation proposé pour améliorer le rendement exergétique de 3,2% tout en diminuant le taux de coût par 3,82%.

Rovira et al. [58] ont analysé et comparé DSG-ISCCS et HTF-ISCCS, compte tenu de nombreux projets d'intégration de l'énergie solaire dans le cycle combiné. La centrale électrique à cycle combinée de 110 MWe avec un seule turbine à gaz de 73 MWe et double niveau de pression sans réchauffe dans le HRSG, le champ solaire a été dimensionnée pour produire 50 MWth illustré dans la (figure I-23). Les auteurs ont étudié quatre configurations pour chaque technologie ISCCS. Ces configurations comprennent l'utilisation de l'énergie solaire pour l'évaporation d’eau; le préchauffage et l’évaporation de l'eau/vapeur; évaporer et surchauffer la vapeur; préchauffage, l'évaporation et de surchauffe de l'eau/vapeur. Ils ont également effectué trois types de comparaisons pour toutes les configurations, à savoir une sortie constante de champs solaires de 50 MWth, champs solaires standardisées, champ solaire normalisé et générateur de vapeur. Il a été constaté que l'utilisation de l'énergie solaire pour la production de vapeur et pour évaporer et surchauffer la vapeur est plus efficace que d'autres options lorsqu'il est appliqué à l’ISCCS. De plus, par rapport à HTF-ISCCS il a été observé que DSG-ISCCS qui a utilisé l'énergie solaire pour produire de la vapeur est la meilleure configuration car il offre les meilleures performances. C’est principalement lié au

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générateur de vapeur solaire de plus est nécessaire dans le concept HTF-ISCCS. Il a été également observé que la turbine à gaz, le champ solaire et le condenseur sont les principales sources de pertes d'exergie.

Figure .I.25 : Comparaison entre DSG-ISCCS et HTF-ISCCS [58].

Horn et al. [59] ont techniquement et économiquement comparé le cylindro-parabolique-HTF-ISCCS par rapport à Air-Tour-ISCCS pour sélectionner la meilleure technologie qui serait implanté en Egypte. Ils ont conclu que le premier est plus concurrentiel parce que son (LEC) de la partie solaire est de 9,5¢ US/kWh, alors que le (LEC) d'Air-Tour-ISCCS a été jugée de 10,2¢ US/ kWh. L'analyse environnementale a également indiqué que la centrale HTF-ISCCS produit environ 200 t / an de dioxyde de carbone moins que la centrale Air-Tour.

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De plus, environ 600000 t de CO₂ pourrait être évitée, au cours de la durée de vie de la centrale, par l'implantation et le fonctionnement d'une telle technologie solaire hybride à la place de la technologie de cycle combinée.

Popov [60] a proposé deux nouvelles configurations pour la comparaison avec la HTF-ISCCS sous le climat du comté de San Bernardino, Californie, États-Unis. L'énergie solaire dans la configuration proposée est utilisée pour alimenter le système de refroidissement d'entrée de la turbine à gaz.

Dans la première configuration proposée, l'entrée de la turbine à gaz est équipée d’un refroidisseur mécanique alimenté par des panneaux photovoltaïques tandis que dans le second, le système de refroidissement d'entrée est accompli avec un refroidisseur à absorption fourni avec champ solaire DSG Fresnel linéaires. L'auteur a utilisé un logiciel THERMOFLEX et il a concentré sont travail sur l'efficacité thermique globale et le coût d'investissement des centrales sélectionnées. Le système photovoltaïque a été conçu avec le logiciel System Advisor Model (SAM). Il a trouvé que les nouveaux configurations offrent un rendement thermique globale supérieure à HTF-ISCCS de plus de 1,2% et nécessite des moins coûts d'investissement. Une conclusion importante de cette étude est que l'intégration de l'énergie solaire dans le cycle de Brayton fournit beaucoup plus d'avantages que son intégration dans le cycle de Rankine.