ETUDE DU CHAMP SOLAIRE D’UNE CENTRALE THERMIQUE
HYBRIDE DE PRODUCTION D’ELECTRICITE
UNIVERSITE DES FRERES MONTOURI CONSTANTINE1 FACULTE DES SCIENCES DE LA TECHNOLOGIE
DEPARTEMENT DE GENIE MECANIQUE
N° d’ordre : 134/DS/2017. Série : 05/GM/2017.
THÈSE
Présentée pour obtenir le diplôme de
Doctorat en sciences
Spécialité : Génie Mécanique
OPTION : Energétique
Présentée par : Mr MILES Adel
Soutenue le : 01/07/2017
Devant le jury:
Président : A. BOUCHOUCHA Prof Université des Frères Mentouri Constantine1 Directeur de thèse : O. KHEMIS MCA Université des Frères Mentouri Constantine1 Rapporteur : A. MERABET MCA Université des Frères Mentouri Constantine1 Examinateurs : R. BESSAIH Prof Université des Frères Mentouri Constantine1 F. MEBAREK OUDINA MCA Université 20 août 1955 - Skikda
d’électricité par une centrale thermique hybride exploitant le champ solaire d’une part et le gaz naturel d’autre part.
Ce travail concerne en première partie l’évaluation des performances thermodynamiques d’un système de centrale thermique hybride solaire-gaz d’une puissance de 150 MW, la méthode d’analyse énergétique a été utilisée dans cette thèse. Cette méthode est employée pour déterminer les principaux paramètres, dans le but de réaliser les améliorations des performances du système. Le développement du modèle d’analyse dans la présente thèse est réalisé en déterminant le rendement thermique et le rendement solaire ainsi que le rendement d’électricité solaire. En raison du calcule des performances thermiques et solaires dans des jours typiques et une moyenne des jours de l’année, nous avons employé un logiciel de simulation « Aspen Plus » pour déterminer les paramètres thermodynamiques de la centrale
hybride dans le cas des conditions météorologiques algériennes. Ainsi que le logiciel « System Advisor Model » (SAM) qui donne une méthodologie et des informations particulièrement sur les formes cylindro-paraboliques concernant la partie du champ solaire dans le système étudié. Les résultats sont calculés heure par heure du lever au coucher du soleil. La deuxième partie de ce travail fait l’objet d’une amélioration du rendement global de l’installation avec deux niveaux de pression qui influe directement sur la capacité de la turbine à vapeur dans le bloc de puissance. Dans la troisième partie, une optimisation de la puissance au niveau de la turbine à vapeur est également réalisée. Pour ce faire le bloc de puissance contient deux turbines à gaz et un cycle de vapeur à double pression où la partie haute pression est uniquement réchauffée. Les simulations préliminaires pour ce système ont montré que le cycle de turbine à vapeur peut atteindre des conditions optimales. Une détermination de la température de réchauffage, de la valeur de haute pression et la valeur de basse pression, renforcerait les performances du système. La quatrième partie concerne la comparaison des paramètres clés de la centrale thermique dans différent site en se basant sur le facteur économique (LCOE), la configuration de la section du champ solaire et l'espacement des lignes ou ce qu’on appelle l’effet de l’ombrage. L’exploitation des logiciels « Aspen plus » et « SAM » nous ont permis d’établir des modèles de centrales optimales de production d’électricité hybride (solaire-gaz) pour la zone aride de l’Algérie. Une telle étude est une référence pour la réalisation et le choix du site de l’installation de ce type de centrales.
Mots clés : solaire thermodynamique, concentration, Cylindro-parabolique; Centrale;
electricity by a hybrid thermal power plant exploiting the solar field on the one hand and natural gas on the other hand.
This work concerns firstly the evaluation of the thermodynamic performances of a solar-gas hybrid thermal power system with a power of 150 MW, the method of energy analysis was used in this thesis. This method is used to determine the main parameters in order to achieve improvements in system performance. The development of the analysis model in this thesis is carried out by determining the thermal and solar efficiency as well as the efficiency of solar electricity. Due to the calculation of the thermal and solar performances in typical days and an average of the days of the year, we used simulation software "Aspen Plus" to determine the thermodynamic parameters of the hybrid plant in the case of Algerian weather conditions. As well as the System Advisor Model (SAM), this gives a methodology and information particularly on cylindro-parabolic shapes concerning the part of the solar field in the system studied. The results are calculated hour by hour from sunrise to sunset. The second part of this work is being improved in the overall efficiency of the plant with two levels of pressure that directly affects the capacity of the steam turbine in the power block. In the third part, an optimization of the power at the level of the steam turbine is also carried out. The optimization was carried out in the power block which contains two gas turbines and a double pressure steam cycle where the high pressure part is only heated. Preliminary simulations for this system have shown that the steam turbine cycle can achieve optimum conditions for reheating and low vapor pressure, which would enhance the performance of the system. The fourth part concerns the comparison of the key parameters of the thermal power plant in different sites based on the economic factor (LCOE), the configuration of the solar field section and the line spacing or the so-called effect of shading. The exploitation of the "Aspen plus" and "SAM" software enabled us to establish models of optimal hybrid power plants (solar-gas) in the arid zone of Algeria. Such a study is a reference for the construction and site selection of the installation of this type of power plant.
Key words: solar thermodynamics, concentration, Parabolic trough; Power station;
ﻞﻤﻌﻟا مﺪﻘﻤﻟا ﻲﻓ هﺬھ ﺔﻟﺎﺳﺮﻟا ﻮھ ﺔﻤھﺎﺴﻣ ﺔﺳارﺪﻟ جﺎﺘﻧإ ءﺎﺑﺮﮭﻜﻟا ﻦﻣ ﻞﺒﻗ ﻞﻐﺸﻣ ﺔﻄﺤﻣ ﺔﻗﺎﻄﻠﻟ ﺔﻨﯿﺠﮭﻟا ﻲﻓ لﺎﺠﻣ ﺔﻗﺎﻄﻟا ﺔﯿﺴﻤﺸﻟا ﻻوأ زﺎﻐﻟاو ﻲﻌﯿﺒﻄﻟا ﺎﯿﻧﺎﺛ . لوﺎﻨﺘﯾ اﺬھ ﻞﻤﻌﻟا ﻲﻓ ﮫﺋﺰﺟ لوﻷا ﻢﯿﯿﻘﺗ ءادﻷا يراﺮﺤﻟا ﻞﻤﻌﺗ ﺔﻄﺤﻤﻟ مﺎﻈﻨﺑ ﻦﯿﺠھ ﺔﻗﺎﻄﻟا ﻦﻣ ﺔﯿﺴﻤﺸﻟا زﺎﻐﻟاو ﻲﻌﯿﺒﻄﻟا تاذ ةرﺪﻗ 150 طاوﺎﻐﯿﻣ ، ﻢﺗ ماﺪﺨﺘﺳا بﻮﻠﺳأ ﻞﯿﻠﺤﺗ ﺔﻗﺎﻄﻟا ﻲﻓ هﺬھ ﺔﺣوﺮطﻷا . مﺪﺨﺘﺴﺗو هﺬھ ﺔﻘﯾﺮﻄﻟا ﺪﯾﺪﺤﺘﻟ ﻢﻟﺎﻌﻤﻟا ،ﺔﯿﺴﯿﺋﺮﻟا ضﺮﻐﻟا ﻨﻣ ﺎﮭ ﻮھ ﺗ ﻖﻘﺤ تﺎﻨﯿﺴﺤﺗ ءادأ مﺎﻈﻨﻟا . ﻖﻘﺤﺘﯾو ﺮﯾﻮﻄﺗ جذﻮﻤﻧ ﻞﯿﻠﺤﺘﻟا ﻲﻓ اﺬھ ﺚﺤﺒﻟا ﻦﻋ ﻖﯾﺮط ﺪﯾﺪﺤﺗ ءادﻷا يراﺮﺤﻟا ، ءادأ ﺔﻗﺎﻄﻟا ﺔﯿﺴﻤﺸﻟا ءادأو ءﺎﺑﺮﮭﻜﻟا ﺔﻗﺎﻄﻟﺎﺑ ﺔﯿﺴﻤﺸﻟا . فﺬﮭﺑ ﺴﺣ ﺎ ب ءادﻷا يراﺮﺤﻟا و ءادأ ﺔﻗﺎﻄﻟا ﺔﯿﺴﻤﺸﻟا ﻲﻓ مﺎﯾﻷا ﺔﯿﺟذﻮﻤﻨﻟا ﻚﻟﺬﻛ و ﻂﺳﻮﺘﻣ مﺎﯾأ ،ﺔﻨﺴﻟا ﻢﺗ ﺚﯿﺣ ماﺪﺨﺘﺳا ﺮﺑ ﻧ ﺞﻣﺎ ةﺎﻛﺎﺤﻤﻟا " ﻦﺒﺳأ سﻮﻠﺑ " ﺪﯾﺪﺤﺘﻟ ءادأ ﺎﻜﯿﻣﺎﻨﯾﺪﻟا ﺔﯾراﺮﺤﻟا ﺔﯾراﺮﺤﻟا ﺔﻄﺤﻤﻠﻟ ﻨﯿﺠﮭﻟا ﺔ ﻲﻓ ﺔﻟﺎﺣ فوﺮﻈﻟا ﺔﯿﺧﺎﻨﻤﻟا ﯾﺮﺋاﺰﺠﻟا ﺔ . و ﻚﻟﺬﻛ ﺞﻣﺎﻧﺮﺑ " مﺎﺳ روﺰﯿﻓدأ " ﻟا ﺬ ي ﯾ ﺮﻓﻮ ﻟا ﺔﯿﺠﮭﻨﻤ تﺎﻣﻮﻠﻌﻤﻟاو ﻞﻜﺸﺑ صﺎﺧ ﻰﻠﻋ ﻂﻗاﻮﻠﻟا ﺔﯿﺴﻤﺸﻟا ﻘﻤﻟا ﻌ ةﺮ تاذ ﻊﻄﻘﻟا ءﻰﻓﺎﻜﻤﻟا ﻲﻓ ﻟا ءﺰﺠ صﺎﺨﻟا ﺑ ﻞﻘﺤ ﺔﻗﺎﻄﻟا ﺔﯿﺴﻤﺸﻟا ﻲﻓ ﻟا مﺎﻈﻨ ﻤﻟا رﺪ سو . ﺐﺴﺤﺗ ﻟا ﺞﺋﺎﺘﻨ ﺔﻋﺎﺳ ﺔﻋﺎﺴﺑ ﻦﻣ قوﺮﺷ ﺲﻤﺸﻟا ﻰﻟا ﺎﮭﺑوﺮﻏ . ءﺰﺠﻟا ﻲﻧﺎﺜﻟا ﻦﻣ اﺬھ ﻞﻤﻌﻟا ﻮھ عﻮﺿﻮﻣ ﻦﯿﺴﺤﺗ ةءﺎﻔﻜﻟا ﺔﻣﺎﻌﻟا ﻠﻟ ﺔﻄﺤﻤ ﻊﻣ ﯾﻮﺘﺴﻣ ﻦﯿ ﻠﻟ ﻂﻐﻀ رﺎﺨﺒﻟا ي يﺬﻟا ﺮﺛﺆﯾ اﺮﯿﺛﺄﺗ اﺮﺷﺎﺒﻣ ﻰﻠﻋ ةرﺪﻗ تﺎﻨﯿﺑرﻮﺘﻟا ﻲﻓ تاداﺪﻣإ ،ﺔﻗﺎﻄﻟا ﮫﻨﻜﻟو ﺪﯾﺰﯾ ﺎﻀﯾأ ﻦﻣ ﺔﻔﻠﻜﺗ ءﺎﺸﻧﻹا . ﻲﻓ ءﺰﺠﻟا ﺚﻟﺎﺜﻟا ﻢﺗ ﺬﯿﻔﻨﺗ ﻦﯿﺴﺤﺗ ىﻮﺘﺴﻣ ةﻮﻗ تﺎﻨﯿﺑرﻮﺘﻟا ﺔﯾرﺎﺨﺒﻟا ﺎﻀﯾأ . ﺚﯿﺣ ﻢﺗ ءاﺮﺟإ ﻦﯿﺴﺤﺗ ﻲﻓ ﺔﻗﺎﻄﻟا جﺎﺘﻧإ ﺰﻛﺮﻣ يﺬﻟا يﻮﺘﺤﯾ ﻰﻠﻋ ﻨﯿﺑرﻮﺗ ﻦﻣ ﻦﯿ زﺎﻐﻟا ةرودو رﺎﺨﺒﻟا ﻲﺋﺎﻨﺛ ﻂﻐﻀﻟا ﺚﯿﺣ ءﺰﺠﻟا ﻟا ﻊﻔﺗﺮﻣ ﻂﻐﻀ ﻂﻘﻓ ﺗ دﺎﻌﯾ ﺨﺴ ﯿ ﻨ ﮫ . تﺮﮭظأ ةﺎﻛﺎﺤﻤﻟا ﺔﯿﻟوﻷا اﺬﮭﻟ مﺎﻈﻨﻟا نأ ةرود تﺎﻨﯿﺑرﻮﺘﻟا ،ﺔﯾرﺎﺨﺒﻟا ﻦﻜﻤﯾ نأ ﻞﺼﺗ ﻰﻟإ تﺎﯾﻮﺘﺴﻤﻟا ﻰﻠﺜﻤﻟا ﻦﯿﺨﺴﺘﻟا ةدﺎﻋإ ﻢﯿﻗ ﻦﻣ و ﻊﻔﺗﺮﻤﻟا ﻂﻐﻀﻟا ءﺰﺟ ﻚﻟﺬﻛ ﻢﯿﻗ ﻟا ﻂﻐﻀ ﺾﻔﺨﻨﻤﻟا ﻟ ،رﺎﺨﺒﻠ ﻲﺘﻟاو ﻦﻣ ﺎﮭﻧﺄﺷ نأ زﺰﻌﺗ ءادأ مﺎﻈﻨﻟا . ءﺰﺠﻟا ﻊﺑاﺮﻟا ﻖﻠﻌﺘﯾ ﺑ ﺔﻧرﺎﻘﻤﻟﺎ ﻦﯿﺑ ﺮﯿﯾﺎﻌﻤﻟا ﺔﯿﺴﯿﺋﺮﻟا ﺔﻄﺤﻤﻟ ﺪﯿﻟﻮﺗ ءﺎﺑﺮﮭﻜﻟا ﻲﻓ ﻮﻣ ا ﻊﻗ ﻒﻠﺘﺨﻣ ﻰﻠﻋ سﺎﺳأ ﻞﻣﺎﻌﻟا يدﺎﺼﺘﻗﻻا ) LCOE ( ، و ﺔﻘﯾﺮط ﻦﯾﻮﻜﺗ ﻞﻘﺤﻟا ﺔﺣﺎﺴﻣ ﻲﺴﻤﺸﻟا و ﻚﻟﺬﻛ ﺪﻋﺎﺒﺗ ﺮﻄﺳﻷا ﺔﯿﺴﻤﺸﻟا ﻂﻗاﻮﻠﻟا ﻦﯿﺑ وأ ﺎﻣ ﻰﻤﺴﯾ ﺑ ﺮﺛﺄ ﻞﯿﻠﻈﺘﻟا . ﺮﺑ ا ﺞﻣ ﻞﯿﻐﺸﺘﻟا " ﻦﺒﺳأ سﻮﻠﺑ " و " مﺎﺳ " ﺤﻤﺳ ﺎ ﺎﻨﻟ ﺑ ءﺎﺸﻧﺈ جذﺎﻤﻧ ﻦﻣ ﻞﻀﻓأ ﻊﻧﺎﺼﻣ جﺎﺘﻧإ ءﺎﺑﺮﮭﻜﻟا ﺔﻨﯿﺠﮭﻟا ) زﺎﻐﻟا ﺔﻗﺎﻄﻟاو ﺔﯿﺴﻤﺸﻟا ( ﻲﻓ ﺔﻘﻄﻨﻤﻟا ﺔﻠﺣﺎﻘﻟا ﻲﻓ ﺮﺋاﺰﺠﻟا . ﻞﺜﻣ هﺬھ ﺔﺳارﺪﻟا ﺮﺒﺘﻌﺗ ارﺎﯿﻌﻣ ءﺎﻨﺒﻟ ﺪﯾﺪﺤﺗو ﻊﻗاﻮﻣ ﺐﯿﻛﺮﺗ هﺬھ تﺎﻄﺤﻤﻟا . ﺔﯿﺣﺎﺘﻔﻤﻟا تﺎﻤﻠﻜﻟا : ﺔﻗﺎﻄﻟا ﺔﯿﺴﻤﺸﻟا ،ﺔﯾراﺮﺤﻟا ،ﺰﯿﻛﺮﺗو وذ ﺮﻌﻘﻣ ﻂﻗﻻ ﻟا ﻊﻄﻘﻟا ،ﺊﻓﺎﻜﻤ ،ﺔﯾﺰﻛﺮﻤﻟا ،ﻞﺜﻣﻷا ؛ءادﻷا ﻷا ﺔﻌﺷ ﻟا ؛ﺔﯿﺴﻤﺸ ةﺎﻛﺎﺤﻤﻟا .
i
Je tiens à remercier très profondément le directeur de thèse le Dr KHEMIS
OTMANE, qu’i a dirigé ma recherche avec compétence et efficacité et qui n’a
cessé de m’encourager avec ces conseils précieux tout le long de ce travail.
Je tien à remercier le rapporteur de thèse le Dr MERABET ABDERREZAK qu’i a dirigé ma recherche avec compétence et efficacité et qui n’a cessé de m’encourager avec ces conseils précieux tout le long de ce travail.
J'exprime ma profonde reconnaissance au Professeur BOUCHOUCHA ALI pour l’honneur qu’il me fait en acceptant de présider le jury de cette thèse.
Je remercie très vivement le professeur BESSAIH RACHID, de l’université des frères montouri Constantine1 d’avoir accepté de participer à cette thèse.
Je remercie très vivement le professeur BENCOUSSAS BOUBAKEUR, de Ecole Nationale Supérieure Polytechnique d’Alger d’avoir accepté de participer à cette thèse.
Je remercie très vivement aussi le maitre de conférence MEBAREK
OUDINA FATEH, de l’université de 20 out 1955 de Skikda d’avoir accepté de
participer à cette thèse.
Mes remerciements vont également à tous ceux qui ont participé à la réalisation de cette thèse.
ii
Je dédie cette thèse à la mémoire de ma mère qui a toujours le souci de mon avenir et qui m’a toujours comblé d’amour et d’affection.
Je dédie aussi cette thèse à ma femme pour son soutien depuis la préparation du concours de magister jusqu'à la finition de ce travail.
A mon père et mes frères
A mes enfants
iii
Chapitre I La thermodynamique solaire à concentration : Etat de l’art ... 5
I.1.Introduction : ... 6
I.2.Gisement solaire : ... 6
I.2.1.Rayonnement solaire :... 6
I.2.2.Composition du rayonnement solaire : ... 7
I.2.3.Intensité du rayonnement solaire sur une paroi : ... 8
I.3.Principe de la thermodynamique solaire : ... 10
I.4.La solaire thermodynamique dans le monde : ... 14
I.4.1.Le marché mondial : ... 14
I.4.2.Répartition des capacités selon les technologies : ... 14
I.5.Fluides caloporteurs et fluides de travail: ... 15
I.5.1.L’eau, la vapeur : ... 15
I.5.1.1. Génération directe de vapeur : ... 16
I.5.2.Les huiles thermiques : ... 16
I.5.3.L’air : ... 17
I.6.Les technologies cylindro-paraboliques appliquées dans les ISCCS : ... 17
I.6.1.La technologie de la Production directe de vapeur (DSG) : ... 18
I.6.2.La technologie de la Production indirecte de vapeur (fluide caloporteur HTF) : ... 19
I.6.3.Comparaison entre la production directe et indirecte de vapeur (DSG et HTF) : ... 19
I.7.Les études récentes sur la technologie de la thermodynamique solaire : ... 20
I.7.1.Gaz naturel-ISCCS : ... 20 I.7.1.1.HTF-ISCCS :... 21 I.7.1.2.DSG –ISCCS :... 35 I.7.1.3.HTF-ISCCS vs DSG-ISCCS: ... 40 I.8.Conclusion : ... 50 Références : ... 51
Chapitre II Description des composants de la centrale hybride à concentration étudiée... 57
II.1.Introduction : ... 58
I.2. Description de la centrale hybride a concentration : ... 59
II.2.1. Champ solaire: ... 59
II.2.1.1. Collecteur cylindro-parabolique: ... 59
II.2.1.1.1. Réflecteur cylindro-parabolique: ... 60
iv
II.2.1.1.4.1. Température maximale du fluide caloporteur: ... 64
II.2.1.1.4.2. Fluide caloporteur utilisé: ... 64
II.2.1.2. Champ solaire dans le cas étudié: ... 66
II.2.2. Bloc de puissance: ... 67
II.2.2.1. Turbine à gaz: ... 68
II.2.2.2. Turbine à vapeur: ... 69
II.2.2.3. Générateur de vapeur (HRSG):... 71
II.2.2.3.1. Le point de pincement: ... 72
II.2.2.4. Générateur Solaire de Vapeur (SSG): ... 73
II.2.2.5. Aérocondenseur: ... 73
II.3. Principe de fonctionnement du système étudié: ... 75
II.4.Conclusion:... 78
Références : ... 79
Chapitre III Modélisation et simulation thermodynamique du système étudié ... 82
III.1. Introduction: ... 83
III.1.1. Cadre de simulation TRNSYS: ... 83
III.1.2. Contexte et approche de la modélisation: ... 83
III.2. Performances thermiques et optiques du champ solaire: ... 84
III.2.1.Équilibre énergétique: ... 84
III.2.1.1. Équilibre énergétique nodal: ... 85
III.2.2. Contrôle du champ solaire: ... 90
III.2.3. Évaluation des performances optique du CCP: ... 91
III.2.3.1. La perte de cosinus : ... 93
III.2.3.2. Les pertes d’extrémités par déversement: ... 93
III.2.3.3. Modificateur d'angle d'incidence : ... 93
III.2.3.4. Les pertes d’espacement (effet de l’ombre): ... 94
III.2.3.5. Facteurs optiques constants de déclassement: ... 95
III.3. Le bloc de puissance : ... 96
III.3.1. Introduction: ... 96
III.3.2. Modèle thermodynamique sur Aspen Plus: ... 97
III.3.2.1. Modèle de Peng-Robinson: ... 98
v
Références : ... 102
Chapitre VI Résultats et discution ... 104
VI.1. Introduction : ... 105
VI.2. Etude d’un système de cycle combinée à simple pression : ... 105
VI.2.1. Données météorologiques: ... 106
VI.2.2. Analyse du système étudié: ... 106
VI.2.3. Simulation du système étudié : ... 106
VI.2.4. L’exécution du système: ... 107
VI.2.4.1. Conditions de fonctionnement : ... 107
VI.2..5. Résultats de la simulation : ... 109
VI.2.6. Conclusion de l’étude : ... 113
VI.3. Etude de comparaison des performances dans le générateur de vapeur (HRSG):... 113
VI. 3.1. Introduction: ... 113
VI.3.2. L’exécution du système : ... 114
VI.3.3. Résultats de la simulation : ... 114
VI.3.4. Conclusion de l’étude : ... 116
VI.4. Optimisation des paramètres du système de centrale thermique combinée hybride solaire-gaz : ... 116
VI.4.1. Introduction : ... 116
VI.4.2. Configuration du système hybride propose : ... 116
VI.4.3. L’exécution du système: ... 117
VI.4.4. Résultats et discutions: ... 118
VI.4.4.1. L’effet de la pression secondaire sur les performances du système: ... 119
VI.4.4.2. L’effet de la température secondaire sur les performances du système: ... 12
VI.4.4.3. L’effet de la Pression du réchauffement sur les performances du système: ... 124
VI.4.5. Conclusion de l’étude : ... 123
VI.5. Analyse et évaluation du système étudié sous le climat saharien algérien : ... 125
VI.5.1. Introduction:... 125
VI.5.2. Configuration du champ solaire: ... 125
VI.5.3. Résultats et discutions: ... 127
VI.5.3.1. Les performances du système de champ solaire: ... 127
VI.5.3.2. L'effet du nombre de sous-sections sur le champ solaire: ... 130
vi
VI.5.4. Conclusion de l’étude : ... 135
Références : ... 137
Conclusion générale: ... 138
vii Liste des tableaux
Tableau I.1 : Comparaison entre la deux technologie DSG et HTF. 20
Tableau II-1 : Caractéristiques du fluide caloporteur. 65
Tableau II-2 : Spécifications techniques du capteur LS-3. 66
Tableau.III.1 : Définitions générales pour chaque terme de perte optique fixe. 95 Tableau III.2 : Description des principales opérations unitaires utilisées dans Aspen Plus. 97 Tableau. IV-1 : Conditions de fonctionnement de la centrale ISCCS. 108 Tableau. IV-2 : Données techniques thermodynamiques aux différents points de la
centrale ISCCS.
108
Tableau .IV.3 : Performances énergétiques d’ISCCS. 112
Tableau .IV.4 : propriétés thermodynamiques des fluides de travail calculées par simulation au niveau des composants de l’ISCCS.
112
Tableau .IV.5 : Les résultats de la simulation de la centrale à deux types de niveaux de pression.
114
Tableau .IV.6 : L’effet de la pression secondaire du vapeur sur les performances du système.
119
Tableau .IV.7 : L’effet de la température secondaire du vapeur sur les performances du système.
121
Tableau .IV.8 : L’effet de la Pression de réchauffement de la vapeur sur les performances du système.
123
Tableau .IV.9 : Caractéristiques de conception du système proposé. 126 Tableau .IV.10 : Comparaison des résultats de simulation annuels. 134
viii Liste des figures
Figure I.1 : Répartition spectrale du rayonnement solaire. 7
Figure I.2 : Composantes du rayonnement solaire. 8
Figure I.3 : La répartition du rayonnement solaire à travers le monde. 9 Figure .I.4 : Les différentes technologies de concentration de l’énergie solaire. 11
Figure I.5 : Principe d’une centrale solaire thermodynamique. 12
Figure I.6 : Comparaison des technologies solaires à concentration. 13 Figure I.7 : Répartition du marché mondial selon les capacités de puissance solaire. 14
Figure I.8 : Répartition des capacités par technologie en 2009. 15
Figure I.9 : Disposition typique des champs solaire DSG-ISCCS. 18
Figure I.10. La première configuration HTF-ISCCS proposé. 21
Figure I.11 : Autres conception HTF-ISCCS. 22
Figure I.12 : HTF-ISCCS suggérée par Hosseini et al. 23
Figure I.13 : Conception de Yazd HTF-ISCCS. 24
Figure I.14 : Configurations HTF-ISCCS par Franchini et al. 27
Figure I.15 : Conception d’ISCCS Kuraymat. 29
Figure I.16 : HTF-ISCCS par Turchi et Ma. 31
Figure I.17 : HTF-ISCCS un seul niveau de pression avec réchauffage. 32 Figure I.18 : Configuration de HTF-ISCCS étudié par Kelly et al. 33 Figure I.19 : Configuration avancée de CO2-ISCCS par Cau et al. 34
Figure I.20 : Système avancée de HTF-ISCCS avec les cycles de Rankine et de Rankine organique.
35
Figure I.21. DSG-ISCCS à double niveau de pression proposé par Montes et al. 36
Figure I.22. Configuration DSG-ISCCS par El-Sayed. 37
Figure I.23. Système avancée DSG-ISCCS avec deux étapes d'entrées solaire. 38
Figure I.24 : Concept du solaire injecté au cycle de Brayton. 39
Figure I.25 : Comparaison entre DSG-ISCCS et HTF-ISCCS. 41
Figure I.26. Deux nouveaux ISCCS par Popov. 41
Figure I.27 : Au charbon-DSG-ISCCS avec le cycle de vapeur sous-critique. 45 Figure I.28 : Au charbon-HTF-ISCCS avec le cycle supercritique de vapeur. 45 Figure I.29 : Comparaison entre charbon-DSG-ISCCS et le charbon-HTF-ISCCS. 46
ix
Figure I.31 : Centrale hybride biomasse-CSP avec des déchets. 49
Figure. II.1: Schéma de fonctionnement d'un collecteur cylindro-parabolique. 60
Figure. II.2 : Dimensionnement du réflecteur. 61
Figure. II.3 : Tube absorbeur PTR70. 62
Figure. II.4 : Les modes de poursuite solaire d'un CCP. 63
Figure. II.5 : Caractéristiques du Therminol-VP1. 65
Figure. II.6 : Géométrie du champ solaire étudié. 67
Figure. II.7 : Principe d’une turbine à gaz SGT-800. 68
Figure. II.8 : Schéma T-H de cycle de Brayton. 69
Figure. II.9 : Turbine à vapeur SST-900. 69
Figure. II.10 : Schéma T-H de cycle de Rankine surchauffé. 70
Figure. II.11 : Générateur de vapeur (HRSG). 71
Figure. II.12 : Évolution des températures dans une chaudière de récupération. 73
Figure. II.13 : Aérocondenseur. 74
Figure. II.14 : Système de cycle combiné solaire intégré. 75
Figure. II.15 : Principe de fonctionnement d’une centrale combinée. 76
Figure. II.16 : Diagramme T-S du système ISCCS. 76
Figure III.1 : Un arrangement possible de champ solaire. 84
Figure .III.2 : Structure nodale de la boucle où chaque CCP est un nœud autonome. 85
Figure .III.3 : Bilan énergétique des récepteurs dans un CCP. 86
Figure .III.4 : L'angle entre l'irradiation solaire et le vecteur normal au plan d'ouverture du collecteur.
92
Figure .III.5 : Deux rangées de collecteurs adjacents peuvent s'emboîter si l'angle de suivi est suffisamment sévère.
94
Figure. III.6. diagramme T-S d’ISCCS. 99
Figure IV.1.Diagramme de simulation Aspen Plus de l'ISCCS. 107
Figure IV.2. Diagramme Température – Quantité de chaleur de HRSG. 109
Figure IV.3. Puissance thermique produite d’ISCCS. 110
Figure IV.4. Rendement thermique d’ISCCS. 110
Figure IV.5. Puissance électrique solaire d’ISCCS. 111
Figure IV.6. Rapport d’électricité solaire net d’ISCCS. 111
Figure IV.7. DiagrammeT-Q de HRSG simple pression. 115
Figure IV.8. DiagrammeT-Q de HRSG double pression. 115
x
Figure IV.10. L’effet de la pression secondaire de vapeur sur le rendement thermique du système.
119
Figure IV.11. L’effet de la pression secondaire de vapeur sur le rendement net d’électricité solaire du système.
120
Figure IV.12. L’effet de la température secondaire de vapeur sur le rendement thermique du système.
121
Figure IV.13. L’effet de la température secondaire de vapeur sur le rendement net d’électricité solaire du système.
122
Figure IV.14. L’effet de la pression de réchauffement de vapeur sur le rendement thermique du système.
123
Figure IV.15. L’effet de la pression de réchauffement de vapeur sur le rendement net d’électricité solaire du système.
124
Figure IV.16. Diagramme simplifié de la central ISCCS à simple niveau de pression. 125 Figure IV.17. Irradiation normale directe (DNI) dans différentes journées moyennes
mensuelles.
127
Figure IV.18. Puissance thermique incidente dans différentes journées moyennes mensuelles.
128
Figure IV.19. Puissance thermique absorbée dans différentes journées moyennes mensuelles.
128
Figure IV.20. Puissance thermique produite dans différentes journées moyennes mensuelles.
129
Figure IV.21. Puissance de la chaleur solaire nette sortante dans différentes journées moyennes mensuelles.
129
Figure IV.22. Débit massique total du HTF dans différentes journées moyennes mensuelles.
130
Figure IV.23. L'énergie solaire produite par rapport aux sous-sections du champ solaire. 130 Figure IV.24. L’évolution du coût de l'électricité par rapport aux sous-sections du
champ solaire.
131
Figure IV.25. L’évolution du coût de l'électricité en fonction de l'espacement des lignes. 132 Figure IV.26. L’évolution du coût de l'électricité en fonction de l'espacement des lignes. 132 Figure IV.27. Production d’ISCCS aux différentes journées moyennes. 133 Figure IV.28. Production d’électricité solaire aux différentes journées moyennes. 133 Figure IV.29. Emplacements de sites considérés pour l'étude de comparaison. 135
xi
Nomenclature
symboles
D Diamètre [m]
W Ouverture du concentrateur [m] ϕ Angle d’ouverture [degré]
F Distance focale [m] R Rayon de la parabole [m] x Coordonnée axiale L Longueur [m] T Température [°C] P Pression [bar] V Vitesse [m/s] ρ Densité [kg/m3]
θ Angle d’incidence [degré]
A Surface d'ouverture de collecteur [m2]
IC Irradiation directe normale au plan de l'ouverture [W/m2]
DNI Irradiation normale directe, [W/m2]
QGT La chaleur récupérée par la turbine à gaz [MW]
QST La chaleur produite par la turbine à vapeur [MW]
Qp Perte thermique[MW]
Qr la chaleur récupérée par le générateur de vapeur [MW]
Qs chaleur reçue par le champ solaire cylindro-parabolique [MW]
WGT L’énergie mécanique produite par la turbine à gaz [MW]
WST l'énergie mécanique produite par la turbine à vapeur [MW]
WC Puissance du compresseur
WT Puissance de la turbine
εHRSG l'efficacité du générateur de vapeur à récupération de chaleur
ηGT l'efficacité du cycle de combustion,
ηST l'efficacité du cycle de vapeur
h Enthalpie [kJ/kg]
̇ Le débit massique [kg/s]
LHV le pouvoir calorifique inférieur [kJ/kg]
GT Turbine à gaz
ST Turbine à vapeur
xii
HRSG Générateur de vapeur à récupération de chaleur HTF Fluide de transfert de chaleur
ISCCS Système à cycle combiné solaire intégré SSG Générateur de vapeur solaire
CCP Concentrateur Cylindro-Parabolique
Ibn Rayonnement direct normal horaire [kW/m2]
LCOE coût d'électricité équilibré
IAM Modificateur de l’angle d’incidence SAM Solar Advisor Model
Indices abs Absolu A Air G Gaz S Vapeur e Entré s Sortie sys Système f Froid c Chaud foc Focale col Collecteur esp espacement moy Moyen opt Optique ouv Ouverture tot Total cc Chambre de combustion R Rétablissement th Thermique rad Radiatif sol Solaire ref Référence net Nette
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Introduction générale
L’énergie solaire thermodynamique est l'un des modes de valorisation du rayonnement solaire direct. Cette technologie consiste à concentrer le rayonnement solaire à l’aide de collecteurs pour chauffer un fluide à haute température et produire ainsi de l’électricité ou alimenter en énergie des procédés industriels.
Cette énergie est inépuisable et ne produisant ni déchet, ni gaz à effet de serre, l’énergie solaire thermodynamique est particulièrement bien adaptée aux pays dont l’ensoleillement direct est intense. Cette énergie est amenée à se développer considérablement durant les prochaines années, à l’échelle mondiale : Asie du Sud, Australie, Pays du Golfe, Maghreb, Amérique du Sud, etc. les centrales solaires thermodynamiques recouvrent l'ensemble des techniques qui visent à transformer l'énergie rayonnée par le soleil en chaleur à température élevée, puis à convertir cette chaleur en énergie électrique. Les études ont montré que les problèmes abordés en concentration solaire comportent de très nombreux paramètres (physiques et géométriques) et que la détermination d’un jeu optimal de paramètres est très complexe.
En Algérie, la disponibilité de deux sources d'énergie importantes: rayonnement solaire (entre 1750 kWh/m² an et 2550 kWh/m² an) et un approvisionnement en gaz disponible. Il convient donc d’adapter soigneusement l’une à l’autre par une technologie solaire adéquate pour assurer une énergie saine et moins couteuse. La méthode la plus efficace pour convertir l'énergie thermique solaire en énergie électrique est de soutirer l'eau d'alimentation du générateur de vapeur de rétablissement de la chaleur (HRSG) en aval de l'économiseur, produire la vapeur saturée à haute pression en utilisant l'énergie solaire, et de renvoyer la vapeur au HRSG pour la surchauffer par les gaz d'échappement de la turbine à gaz.
Les objectifs de ce présent travail sont :
Travailler sur l’impact des énergies renouvelables sur l’environnement en général, et d’évaluer, en particulier, l’impact sur l’environnement du champ solaire cylindro-parabolique d’un système de centrale hybride équipée de deux turbines à gaz et un train de turbine à vapeur sur le site de Hassi R’mel d’une capacité de
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production de 150[MW] en essayant de déterminer les conditions optimales pour une meilleur puissance de la turbine à vapeur, d’évaluer la contribution énergétique apporter par le solaire ainsi que la réduction de la pollution de l’air par le CO2.
Optimiser le bloc de puissance, on s’intéressera aux variations des principaux paramètres du cycle à vapeur à deux niveaux de pression en fonction de l’apport solaire. En déterminent les conditions les plus favorables pour un meilleur rendement thermique et solaire donnée à la turbine à vapeur.
Etudier et évaluer la centrale hybride dans des différents sites du Sahara algérienne avec l’impact de plusieurs paramètres du champ solaire, ainsi que le niveau du coût moyen de l'électricité (LCOE) sur l'évaluation des performances optimales du système.
Cette thèse se compose de quatre chapitres :
Le premier chapitre porte sur les différents systèmes de la concentration solaire, en premier lieu, un constat sur le gisement solaire à travers le monde, ainsi qu’une compréhension du principe de la thermodynamique solaire est donnée, suivi d’un aperçu sur le marché de la consommation et la répartition mondiale de l’énergie solaire. Ensuite, un état de l'art des technologies cylindro-paraboliques appliquées dans les ISCCS est exposé.
Dans le second chapitre nous présentons la description des composants de la centrale hybride (solaire-gaz). Le principe de fonctionnement du système solaire intégré dans une centrale à cycle combiné basé sur l’intégration d’un champ solaire à une centrale à cycle combiné est détaillé et pris en compte.
Dans Le troisième chapitre, nous exploitons le logiciel de simulation thermodynamique Aspen Plus. Qui construit autour d’une architecture séquentielle-modulaire pour la simulation des divers procédés. Ce logiciel permet la simulation, la conception et l’optimisation des procédés en régime permanent. Le logiciel System Advisor Model (SAM), comprend des performances horaires et des modèles économiques pour la concentration des systèmes d'énergie solaire (CSP), photovoltaïque, eau chaude sanitaire et génériques. Le logiciel peut également tenir compte de l'effet des incitations sur les couts financées.
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Au cours du quatrième chapitre nous interprétons nos résultats de simulation telle que la puissance totale et la puissance nette, le coût de l'électricité (LCOE) et le rendement de notre système.
6 I.1. Introduction :
Deux raisons importantes poussent à chercher de nouvelles énergies : d'une part, l'épuisement de nos ressources, comme le pétrole, le charbon et le gaz, et d'autre part, les menaces qui pèsent sur notre planète, de plus en plus polluée. Le soleil apparaît comme une source évidente d'énergie à exploiter. L'énergie solaire thermodynamique sert à produire de l'électricité. Le principe consiste à capter les rayonnements solaires par des miroirs pour chauffer un fluide. Ce liquide, en chauffant, produit de la vapeur transformée en électricité, au moyen d'une turbine. L'énergie solaire thermodynamique, ainsi que sa production, n'ont que peu d'impact négatif sur l'environnement. L’énergie solaire est inépuisable et ne produit ni déchet ni gaz à effet de serre. Particulièrement bien adaptée aux pays dont l’ensoleillement direct est intense, la technologie de la solaire thermodynamique est amenée à se développer considérablement durant les prochaines années. Les régions favorables recèlent un potentiel très important de production d’électricité et les centrales solaires thermodynamiques y représentent une option technologique majeure pour un approvisionnement énergétique écologique.
Le principal inconvénient de l’énergie solaire est la discontinuité de la ressource. Si l’on fait le parallèle entre la filière photovoltaïque et la filière thermodynamique solaire, la possibilité de stockage de la seconde est un avantage non-négligeable.
Dans le cadre de ce travail nous nous intéresserons aux technologies de la thermodynamique Solaire à Concentration.
I.2. Gisement solaire :
I.2.1. Rayonnement solaire :
Le soleil et un corps chaud à une température de plus de 6000°K, émet une énergie sous forme d'un rayonnement électromagnétique. Les longueurs d'onde de ce type de rayonnement dépendent de la température. En raison de la température élevée du soleil, les longueurs d'onde dans lesquelles le maximum d'énergie est émis recouvrent le visible entre 0.4 à 0.75 microns et le proche Infrarouge. Le rayonnement recouvre un spectre qui intéresse donc à la fois les problèmes lumineux (éclairement lumineux) et les problèmes énergétiques (rayonnement solaire).
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L'ensemble des rayonnements électromagnétiques est très vaste puisqu'il va des rayons cosmiques qui nous parviennent de l'espace intersidéral jusqu'aux ondes hertziennes (grandes ondes, ondes moyennes, courtes et ultra-courtes utilisées en radio et télévision) en passant par l'énergie solaire et la lumière visible.
I.2.2. Composition du rayonnement solaire :
Le rayonnement émis par le soleil constitue un spectre continu allant des ultra-violets à l'infrarouge en passant par le visible où il émet le maximum d'énergie donc Le domaine de longueur d’onde utile pour les applications solaires est situé entre 0.25μm et 2.5μm, l’énergie émise dans cette bande (contenant les zones UV, Visible et IR) représente 95% environ du total [1].
Le schéma sur la (figure I-1) représente la valeur de l'énergie associée au spectre, en pointillé à la limite de l'atmosphère, en plein, à la surface de la terre :
La constante solaire de 1370 W/m2 est l'énergie atteignant une surface normale aux rayons solaires dans les couches supérieures de l'atmosphère [2]. L'effet de la traversée de l'atmosphère qui réfléchit, absorbe ou diffuse des parties de ce rayonnement solaire réduit considérablement cette valeur.
La réduction est d'autant plus forte que la couche d'atmosphère est importante ; elle est donc une fonction directe de la hauteur du soleil. En été, la densité de flux atteignant une surface peut valoir dans les meilleures conditions de 900 à 1000W/m2 [3].
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I.2.3. Intensité du rayonnement solaire sur une paroi :
Le transfert de chaleur par rayonnement s'effectue sans aucun support matériel. Mais, une fois émis par le soleil, le rayonnement atteint la surface des corps et subit suivant leurs caractéristiques certaines transformations.
La densité de flux (W/m2) qui atteint une paroi, densité de flux incident, provient de trois composantes : la composante directe, la composante diffuse et la composante réfléchie.
- La composante directe : correspond au flux solaire qui atteint directement la paroi quand celle-ci est exposée au soleil. Elle dépend de la hauteur du soleil (réduction atmosphérique) et de l'angle d'exposition de la paroi au soleil à l'instant considéré.
- La composante diffuse : correspondant au rayonnement reçu de la voûte céleste, hors rayonnement direct. Cette énergie diffusée par l'atmosphère et dirigée vers la surface de la Terre, peut atteindre 50 % du rayonnement global reçu, lorsque le Soleil est bas sur l'horizon, et 100 % pour un ciel entièrement couvert.
- La composante réfléchie : correspondant au rayonnement réfléchi par l’environnement extérieur, en particulier le sol, dont le coefficient de réflexion est appelé "albédo".
L'angle d'incidence caractérise l'incidence avec lequel le rayon solaire frappe la paroi: c'est l'angle entre la normale à la paroi et le rayon solaire à l'instant considéré. L'inclinaison, l'orientation de la paroi et la direction du rayon solaire permettent d'évaluer cet angle d'incidence. Plus le flux est normal à la paroi, plus il est important, plus il est rasant, plus il est faible. C'est la surface normale au rayonnement solaire qui importe. Elle est obtenue en multipliant la surface irradiée par le Cosinus de l'angle d'incidence.
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Toute étude, application ou conversion de l’énergie solaire en un site donné nécessite une connaissance complète et détaillée du rayonnement solaire dans ce site. Ceci est généralement possible grâce aux stations de mesure météorologique. Cependant, dans la plupart des cas, il n’existe pas de mesures locales du rayonnement solaire et le recours à certaines méthodes appropriés, permettant de prédire les caractéristiques du rayonnement solaire et de l’estimer, est nécessaire [5].
L’énergie solaire effective reçue est alors mesuré sur l’année en énergie thermique pour un emplacement donné. Les pays du sud de la Méditerranée ont un grand potentiel tel que démontré dans la (figure I-3).
Les régions désertiques du globe (grand Sahara, sud-ouest des Etats-Unis d’Amérique, Australie, Afrique du Sud) recevant jusqu’à 2900 kWh/m2/an de rayonnement direct fournissent largement la surface nécessaire à une production massive d’énergie par les technologies à concentration [6].
Suite à une évaluation par satellites, l’Agence spatiale allemande (ASA) a conclu, que l’Algérie représente le potentiel solaire le plus important de tout le bassin méditerranéen [7, 8]. La puissance solaire maximale en tout point de notre pays est d’environ 1KW/m2. L’énergie journalière maximale moyenne (ciel clair, mois de juillet) dépasse les 6KW/m2 et l’énergie annuelle maximale est de l'ordre de 2500 KW/m2 [9].
10 I.3. Principe de la thermodynamique solaire :
La production d’électricité par voie thermodynamique à partir d’énergie solaire a débuté au début des années 80 [10]. Le principe général commun consiste à chauffer un fluide. Pour cela, le rayonnement solaire doit être concentré afin d’obtenir des niveaux de température suffisants. L’énergie thermique ainsi produite est d’abord convertie en énergie mécanique par un cycle thermodynamique, puis en énergie électrique grâce à un alternateur. Une autre filière consiste à stocker l’énergie solaire non plus sous forme de chaleur mais en énergie chimique par le biais de réactions chimiques endothermiques.
Deux grands principes de concentration coexistent et sont déclinés à plusieurs échelles :
Les concentrateurs linéaires : La concentration s’effectue sur des tubes de grandes
longueurs dans lesquels circule un fluide caloporteur. Ces tubes se trouvent sur la ligne focale des réflecteurs concentrant le rayonnement solaire. Cette technologie nécessite un suivi du soleil sur au moins un axe. Les capteurs cylindro-paraboliques (figure I-4.a) et les capteurs de Fresnel (figure I-4.b) fonctionnent sur ce principe.
Les concentrateurs ponctuels : La concentration s’effectue sur un récepteur central. Le dispositif concentrateur suit le soleil sur deux axes : en azimut et en élévation. Ce principe est utilisé par les concentrateurs paraboliques (figure I-4.c) et les centrales à tour (figure I-4.d).
Actuellement, une grande majorité des centrales en fonctionnement utilisent la technologie à capteurs cylindro-paraboliques. Il s’agit d’une technologie mature ayant fait ses preuves depuis de nombreuses années. Pour autant, la recherche mondiale continue d’explorer de nouvelles pistes et deux axes de recherche se distinguent :
Des installations moins chères : il s’agit alors d’améliorer les capteurs linéaires de Fresnel ;
Des installations plus efficaces : on s’oriente alors vers des systèmes à concentration ponctuelle tels que les centrales à tour ou, à plus faible puissance, les concentrateurs paraboliques.
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(a) Collecteurs cylindro-paraboliques (b) Collecteurs Fresnel linéaires
(c) Collecteurs paraboliques (d) Centrales à tour
Figure .I.4 : Les différentes technologies de concentration de l’énergie solaire.
Quelle que soit la solution technologique retenue pour la captation des flux solaires ou la transformation de chaleur en électricité, on distingue les blocs fonctionnels interagissant entre eux par le choix du ou des fluides thermodynamiques [11] :
1- La collecte et la concentration par le capteur du flux solaire sur le récepteur pour chauffer le fluide caloporteur.
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3- transport et éventuellement stockage de chaleur (vapeur d’eau ou autre fluide caloporteur selon la température de source chaude et le système utilisé).
4- La conversion de chaleur en électricité à partir d’un cycle thermodynamique.
Figure I.5 : Principe d’une centrale solaire thermodynamique.
Le capteur solaire ou collecteur est le composant de base du champ solaire.
Il est composé d'un réflecteur (miroir), d'une structure métallique, d'un récepteur et du système de poursuite solaire.
Un réflecteur (miroir) est composé de verre pauvre en fer. Ce verre est recouvert d'une pellicule d'argent en sa partie inférieure, et d'un enduit spécial de protection.
Un réflecteur de bonne qualité peut réfléchir 97% du rayonnement incident.
La fonction du récepteur est d’absorber l’énergie solaire concentrée, de transférer la chaleur vers le fluide de transfert et de limiter les pertes thermiques (rayonnement et convection).
L'intensité de la concentration du collecteur est définie par le facteur (ou taux) de concentration (géométrique) C.
Plus celui-ci est élevé, plus la température atteinte au récepteur (foyer) sera importante.
= é
é =
é
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Les systèmes à concentration en ligne ont généralement un facteur de concentration inférieur à ceux des concentrateurs ponctuels.
Ces dispositifs se distinguent par leurs dimensions élémentaires, donc leur puissance, leurs performances optiques (concentration) et thermiques (température) :
Parmi les dispositifs optiques existant pour la concentration des rayons du soleil, nous ne considérons ici que ceux retenu à une mise en œuvre industrielle pour des puissances moyennes ou fortes et qui conduisent à la production de chaleur à une température supérieure à 250 °C. Ainsi, c’est généralement des surfaces réfléchissantes constituées de miroirs qui sont utilisés. La nature géométrique des surfaces et la complexité des structures supportant les miroirs définissent les systèmes concentrateurs.
- Les trois systèmes à concentration les plus importants pour l’application à grande échelle de l’énergie solaire se distinguent par leurs dimensions élémentaires, (donc leur puissance), leurs performances optiques (concentration) et thermiques (température).
Ces caractéristiques principales sont indiquées dans la (figure I-6) [12]:
14 I.4. La solaire thermodynamique dans le monde :
L’énergie solaire est inépuisable et ne produit ni déchet ni gaz à effet de serre. Particulièrement bien adaptée aux pays dont l’ensoleillement direct est intense, la technologie de la solaire thermodynamique est amenée à se développer considérablement durant les prochaines années et à contribuer aux objectifs européens de 20 % d’énergies renouvelables à l’horizon 2020 [13]. Les régions favorables recèlent un potentiel très important de production d’électricité et les centrales solaires thermodynamiques y représentent une option technologique majeure pour un approvisionnement énergétique écologique.
I.4.1. Le marché mondial :
Fin 2009, la capacité mondiale de solaire thermodynamique recensait est d’environ 710MW. L’Espagne et les États-Unis concentrent la quasi-totalité des centrales thermodynamiques en activité. Ils sont les seuls à commercialiser actuellement de l’électricité provenant du solaire à concentration. L’Espagne représente également 55 % des centrales en cours de construction équivalant à une puissance d’environ 1070MW. Des projets de centrales à concentration sont également en cours de construction en Italie, au Maroc et en Algérie pour une capacité totale d’environ 625 M W [13].
Figure I.7 : Répartition du marché mondial selon les capacités de puissance solaire [13].
I.4.2. Répartition des capacités selon les technologies :
Les centrales solaires à collecteurs cylindro-paraboliques représentent 94 % des centrales actuellement en activité. C’est également la technologie privilégiée pour la plupart des
Puissance solaire thermodynamique installée en 2009
Puissance solaire thermodynamique en cours d'installation
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centrales en construction et en projet. Cette technologie bénéficie en effet du retour d’expérience des centrales SEGS en Californie, en opération depuis bientôt 30 ans.
Il existe également plusieurs exemples de centrales Compact Linear Fresnel (CLFR) dans le monde : aux États-Unis avec la centrale thermique de Kimberlina (5MW), à Liddell en Australie (3MW) ou encore à Murcia en Espagne (1.4MW).
Figure I.8 : Répartition des capacités par technologie en 2009 [13].
La technologie des centrales à tour est présente uniquement en Espagne où les centrales PS10 et PS20 à Séville de puissances respectives de 10MW et 20MW sont les seules centrales commerciales de ce type en opération à ce jour. Elles sont conçues avec un champ d’héliostats et de la vapeur saturée comme fluide de transfert. Une autre centrale à tour de 17MW, Gemasolar, est en construction. Située dans la province de Séville, elle disposera d’un champ circulaire équipé d’un récepteur à sels fondus et bénéficiera d’une capacité de stockage de 15h.
I.5. Fluides caloporteurs et fluides de travail: I.5.1. L’eau, la vapeur :
La plupart du temps, l’eau est utilisée comme fluide caloporteur et de travail. On travaille alors généralement à 250°C. L’eau est en effet un excellent caloporteur. Le problème est que l’eau se vaporise à relativement basse température. Or les rendements de cycles thermodynamiques sont d’autant plus élevés que l’on a des écarts de température importants. Cela est dicté par le rendement de Carnot. Ainsi, pour augmenter le rendement, on peut hausser la température de la source chaude. Pour cela, on augmente la pression de travail. A 40 bars, l’eau s’évapore à 250°C. Certains, comme SPG (Solar Power Group), mettent au point un procédé à 100 bars, pour monter à 450°C. L’inconvénient de devoir monter en
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pression est qu’une installation hydraulique est d’autant plus onéreuse que la pression est grande.
En évidence, l’eau a l’avantage de ne pas polluer. Comme on fonctionne en circuit fermé, la ressource en fluide caloporteur et fluide de travail n’est pas un problème. Il faut veiller à la technologie utilisée pour la source froide. Si on utilise un refroidissement à l’eau, cela peut poser problème en zone aride. On devrait alors préférer un refroidissement à air. Cela est un point important car les zones à ensoleillement généreux sont souvent les régions les moins fournies en eau.
I.5.1.1. Génération directe de vapeur :
On utilise aussi la génération directe de vapeur (DSG pour Direct Steam Generation). Cette technologie fait l’objet de nombreuses recherches à l’heure actuelle. Elle suscite beaucoup d’espoir. En effet, le système évite un échangeur intermédiaire entre le récepteur solaire et la machine de détente, dans le cycle thermodynamique. L’eau vapeur sortant du récepteur peut directement être injectée dans la turbine ou autre machine de détente.
Les recherches étudient la DSG pour les deux technologies de concentration linéaire : Fresnel et cylindro-parabolique. La maîtrise du transfert thermique pendant l’évaporation et surtout la surchauffe pose moins de problème avec le concentrateur de Fresnel. L’éclairement est plus régulier sur le tube au cours de la journée. De plus, la technologie de Fresnel n’impose pas de liaison flexible à haute température. Cela est un net avantage pour la possibilité de surchauffe de la vapeur. La technologie de Fresnel est ainsi mieux adaptée pour la génération directe de vapeur. Une des difficultés est la régulation de la génération directe de vapeur. Du fait que l’échange thermique est mal maîtrisé dans le récepteur, il est difficile d’assurer une production de vapeur à débit constant. La DSG n’en demeure pas moins une technologie séduisante. Sa régulation est donc un enjeu important.
I.5.2. Les huiles thermiques :
Les huiles thermiques sont des mélanges d’hydrocarbures synthétiques. Leurs compositions sont choisies pour optimiser leurs propriétés d’échange thermique. Les huiles restent liquides jusqu’à des températures relativement élevées. On peut les utiliser jusque 400°C. Elles ont un bon coefficient d’échange thermique, sur toute la plage de températures. L’huile n’est pas utilisée comme fluide de travail. Il y a donc en général un échangeur entre l’huile et l’eau, qui permet ensuite de produire la vapeur et alimenter la turbine à vapeur. Le
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circuit hydraulique sous pression est limité au cycle thermodynamique. Tout le champ solaire n’est pas à haute pression, ce qui diminue l’investissement. En revanche, l’échangeur huile-eau vient en plus. Il réduit donc le rendement, en s’ajoutant au système. L’inconvénient des huiles est le risque de pollution. En cas de combustion accidentelle, néanmoins peu probable, elles dégagent des vapeurs toxiques. Elles ne permettent pas de travailler à des températures très élevées.
I.5.3. L’air :
L’air est un bon fluide de travail. Son omniprésence permet de l’utiliser en cycle ouvert. On n’a ainsi pas besoin de refroidissement pour la source froide. Cela est un grand avantage en zone aride, où un refroidissement à l’eau est parfois problématique.
L’inconvénient de l’air est qu’il n’est pas facile à chauffer. Ses faibles capacité calorifique et conductivité thermique n’en font pas un caloporteur de premier choix. On peut réduire cet inconvénient en augmentant la pression du gaz. Mais la pression sera surtout dictée par le cycle thermodynamique. En effet, l’air est alors fluide caloporteur et fluide de travail, ce qui simplifie le système. Le cycle thermodynamique à air fonctionne très bien. La température n’est pas limitée par le fluide : l’air peut être chauffé à plus de 1000°C. Dans la concentration linéaire de Fresnel, c’est le système optique qui sera alors limitant : dépasser 500°C est déjà compliqué. Dans certains cas, l’air est utilisé seulement comme fluide caloporteur. On l’utilise pour sa stabilité à haute température, en particulier dans des récepteurs de centrales à tour. A Zürich, Allemagne, le concentrateur à tour de démonstration utilise un récepteur à air. L’air traverse une structure poreuse en céramique et chauffe à 700°C. Mais un cycle à vapeur est ensuite utilisé. En concentration linéaire, la compagnie Air Light développe un collecteur cylindro-parabolique avec de l’air comme fluide caloporteur. Un récepteur spécifique est donc développé en partenariat avec le laboratoire ETH de Zürich [14]. L’avantage de n’utiliser l’air que comme fluide caloporteur est qu’on peut fonctionner à pression atmosphérique. Le circuit de fluide est donc plus simple à mettre en œuvre.
I.6. Les technologies cylindro-paraboliques appliquées dans les ISCCS :
Dans les centrales thermiques solaires les collecteurs sont habituellement utilisés pour produire de la vapeur pour alimenter un cycle thermodynamique. La vapeur peut être produite directement dans le tube absorbeur. Cette technique est appelée production directe de vapeur (DSG). Une autre technique est l'utilisation d'un fluide de transfert de chaleur (HTF) pour
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transporter l'énergie thermique solaire des collecteurs à un échangeur de chaleur où de la vapeur est générée.
I.6.1. La technologie de la Production directe de vapeur (DSG) :
Le concept de la vapeur Dans le générateur directe de vapeur (DSG) montré dans la (figure I-9), produite directement dans les tubes absorbants des collecteurs cylindro-paraboliques. Il existe trois procédés de base DSG, par l'injection et recyclage. Chaque processus nécessite un champ solaire constitué de longues rangées des collecteurs cylindro-paraboliques connectés en série pour effectuer le processus DSG complète, le préchauffage de l'eau, l'évaporation et la surchauffe de la vapeur. Dans le procédé est en une seule étape, toute l'eau d'alimentation est introduite au niveau des entrées collecteur de mêmes lignes et convertie en vapeur surchauffée comme il circule à travers les rangées de capteurs. Dans le processus d'injection, de petites fractions de l'eau d'alimentation sont injectés le long de la ligne de collecteur. Le processus de recirculation s’effectue avec un séparateur de vapeur d'eau est placé à la fin de la section d'évaporation de la ligne de collecteur [15].
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I.6.2. La technologie de la Production indirecte de vapeur (fluide caloporteur HTF) :
La technologie du HTF a été introduite commercialement en 1984. Dans un tel concept,
la zone réfléchissante du champ solaire recueille les DNI dans les tubes absorbants où il est converti en énergie thermique; conduisant à une augmentation de la température de la HTF circulant à travers le champ solaire. Le HTF transfert de l'énergie solaire thermique à travers le générateur de vapeur chaleur solaire dite HSSG au système de conversion de puissance. En effet, la HSSG est le lien entre le champ solaire et le système de conversion de puissance. Il est un échangeur de chaleur où la chaleur solaire est utilisée pour produire de la vapeur pour alimenter le cycle thermodynamique. Le HTF pourra être hydrocarbure non-gel, huile de silicone ou du sel fondu. L'utilisation de HTF surmonte les inconvénients associés à la notion DSG en particulier la haute pression de vapeur et de risque de gel. Néanmoins, HTF telles que l'huile peut entraîner des problèmes tels que le feu en cas de fuite dans les tubes absorbants ou les tuyaux. En outre, ils sont chers. Ils sont aussi extrêmement visqueux à basse température, une situation qui nécessite une alimentation supplémentaire pour le pompage pendant les périodes non ensoleillées [15,16, 17, 18].
I.6.3. Comparaison entre la production directe et indirecte de vapeur (DSG et HTF) :
D’après Alvarez et al. [15] la technologie DSG est plus prometteuse que la technologie de HTF étant donné qu'il ne nécessite pas de HSSG et la puissance nécessaire pour la pompe de circulation est considérablement réduite. L'implantation de la technologie DSG dans l’ISCCS apporterait de nombreux avantages, car elle conduit à une augmentation de la température de fonctionnement du cycle de Rankine (au-dessus de 400°C) et une réduction des coûts d'investissement. Néanmoins, le concept DSG confrontée à des défis importants en raison de l'écoulement diphasique qui induit certains problèmes liés au contrôle solaire sur le terrain, la stabilité du processus, la turbulence dans les tuyaux de réception et une plus grande perte de vapeur. Dans la boîte DSG, les HTF qui comprennent les huiles et sel fondu, en plus de certains gaz serait plus nécessaire, la limitation de la température des HTF seraient nécessaire pour évité les risques environnementaux due a l’évaporation de ce dernier, la comparaison entre les deux technologies est illustrer dans le (tableau I-1).
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Technologie de DSG Technologie de HTF
Echangeurs de chaleur Non Oui
Températures de fonctionnement Prometteuse Limité
Efficacité Elevé Moyen
Toxicité des liquides Non Oui
Configuration Complexe Simple
Phase de débit Deux phases Une seule phase
Stockage thermique Coûteuse Moins cher
Gradients de température Très élevé Elevé
Performance de renforcement Prometteuse Limité
Risques environnementaux Faible Elevé
Coûts d'exploitation et de maintenance Faible Elevé
Stabilité des procédés Moins stable Stable
Fuites Elevé Faible
Taille du champ solaire Petit Très grand
Tableau I.1 : Comparaison entre la deux technologie DSG et HTF [18]
I.7. Les études récentes sur la technologie de la thermodynamique solaire : I.7.1. Gaz naturel-ISCCS :
Le gaz naturel est la ressource la plus propre non renouvelable, il estcomposé d'un mélange d'hydrocarbures, présent naturellement dans des roches poreuses, sous forme gazeuse plus propre, c’est la troisième source d'énergie la plus utilisée dans le monde après le pétrole. Son rendement est donc de plus de 90 %. Mis à part l’électricité hydraulique, aucun autre agent énergétique n’atteint de telles valeurs.
En fait, la production d'électricité utilisant le gaz naturel est au sain de 21%, elle est toujours en augmentation.
La (figure I-10) montre que le champ solaire alimente de l'huile chaude à un réservoir tampon qui est lié à la HSSG qui est elle-même liée à la HRSG.
La présente section se concentre sur le concept qui combine l'énergie solaire et le gaz naturel. Ce concept permet non seulement une réduction importante de la dégradation de
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l'environnement, mais pourrait également être considéré comme une étape intermédiaire avant l'ensemble de la production de l'énergie solaire.
I.7.1.1. HTF-ISCCS :
Dans le cadre de la PAESI, Allani et al. [19] ont étudié la faisabilité technique et économique de l'implantation HTF-ISCCS en Tunisie.
Figure .I.10. La première configuration HTF-ISCCS proposé [48].
La configuration proposée illustrer dans la (figure I-10), a été conçu pour fournir environ 88 MW d'électricité pendant les périodes ensoleillées, tout en produire 58 MW dans la nuit lors du fonctionnement en mode à cycle combiné.
Ce dernier est composé de deux turbines à gaz et une turbine à vapeur surdimensionné. Le champ solaire se compose de capteurs cylindro-paraboliques ou circule l’huile chaude, un réservoir de séparation et un générateur de chaleur solaire à vapeur (HSSG), qui est lui-même lié au récupérateur de chaleur des générateurs de vapeur (HRSG). Les auteurs ont examiné deux stratégies d'exploitation, en termes de performance thermique, les émissions de gaz à effet de serre et l'aspect économique. Ces deux stratégies sont la stratégie d'efficacité maximale et la stratégie de puissance maximale. Ils ont constaté que la stratégie de puissance maximale offre un potentiel élevé pour la diminution des émissions de CO2 ainsi que le
l'efficacité maximale, un plan économique correspond à petit champ solaire. Ils ont également signalé que l’ISCCS est plus avantageux que le système de génération solaire électrique (SEGS).
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Pour améliorer le HRSG et HSSG, Kane et al. [20] ont couplé une approche de la technologie de pincement avec une modélisation thermodynamique pour optimiser les débits de vapeur et les niveaux de pression de cycle à vapeur. Ils ont trouvé que les pertes d'exergie dans le réseau d'échangeurs de chaleur sont fortement dépendantes de l'apport d'énergie thermique solaire du champ solaire. Par conséquent, ils ont proposé l'utilisation de cycle de la vapeur à haute pression pour améliorer l'efficacité exergétique. Encore une fois, et afin d'optimiser le réseau d'échangeurs de chaleur, Kane et al. [21] ont étudié l'effet du niveau de pression et l'interaction entre l'écoulement dans le HRSG et HSSG sur le rendement énergétique de la HTF-ISCCS. Ils ont examiné trois cas de niveaux de pression, c’est à dire, un simple niveau de pression pour HRSG et HSSG, doubles niveaux de pression pour HRSG tandis que la pression simple pour HSSG et double pression pour les deux niveaux de récupération de chaleur. Pour chaque cas, différentes configurations d'interactions de vapeur entre le HRSG et HSSG ont été examinés. Les résultats ont montré qu'une ISCCS avec deux niveaux de pression, est la meilleure configuration pour la centrale (PAESI) en raison du rendement thermique supérieure.
Figure .I.11 : Autres conception HTF-ISCCS [20].
Dans les études précédentes, Kane et al. [19-21] ont constaté que si la turbine à vapeur est sur les conditions de conception large, le pincement minimum ne peut pas être conservée et les pertes exergétiques vont être fortement dépendante de la quantité de l'apport d'énergie thermique à partir du champ solaire. Pour résoudre ce problème, ils ont couplé une approche de la technologie de pincement avec un algorithme d'optimisation de programmation
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mathématique pour maximiser l'efficacité exergétique dans les générateurs de vapeur (HRSG, HSSG) en ce qui concerne les conditions de fonctionnement des turbines à vapeur [22]. Les auteurs ont étudié les performances des ISCCS pour différentes configurations de turbines à vapeur et pour différents modes de fonctionnement. Les résultats ont montré que d'une centrale électrique avec double pression avec réchauffe et champ solaire limité offre de meilleures performances.
Pour étudier la performance de HTF-ISCCS sous le climat iranienne, Hosseini et al. [23] ont comparé techniquement et économiquement six centrales thermiques concédèrent de diverses configurations et capacités, ISCCS avec champ solaire de 67MW, ISCCS avec champ solaire de 67MW avec bruleur, ISCCS avec champ solaire de 33MW, ISCCS avec champ solaire de 33MW avec bruleur, SEGS et une turbine à gaz à cycle simple (GT). Ils ont conclu que les ISCCS avec champ solaire de 67MWe est la configuration la plus adaptée pour la première centrale solaire en Iran. Une telle centrale est capable de sauver environ 59 millions de dollars de la consommation de carburant et de réduire d'environ 2,4 millions de tonnes des émissions de CO2 au cours des 30 années d'exploitation. En outre en tenant compte
des coûts environnementaux, son coût moyen actualisé de l'énergie (LEC) est respectivement de 10% et 33% inférieur à celui d'un CC et un GT. La (figue I.12) représente la configuration d’ISCCS proposé par Hosseini et al. [23].
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Baghernejad et al. [24] ont effectué une analyse sur l'énergie et l'exergie d’ISCCS localisé à Yazd, Iran. Ils ont estimé les pertes d'énergie et d’exergie pour évaluer la performance de la centrale, y compris l'énergie et l'efficacité exergétiques des composants clés.
Figure .I.13 : Conception de Yazd HTF-ISCCS [24].
Ils ont trouvé que la chambre de combustion de la turbine à gaz est la plus grande partie des pertes d'exergie avec 29,62%, suivi par le champ solaire (9%), tandis que les pertes d'énergie importantes ont lieu dans le condenseur et les fumés. L'analyse a également indiqué que le champ solaire est la composante la moins efficace dans les ISCCS parce que son rendement exergétique ne dépasse pas 27%. Néanmoins, l'efficacité d'énergie et d’exergie pour la majorité des ISCCS ont été trouvées autour de 46,17% et 45,6% respectivement. Ces valeurs sont supérieures à celles des SEGS et même plus élevé que certaines centrales fossiles.
Baghernejad et al. [25] ont couplé les principes exergeo-économique et algorithmes génétiques pour optimiser les ISCCS de Yazd, en termes de coût de l'investissement, le coût de la destruction de l'exergie et le coût de l'électricité. Pour ce faire, les auteurs ont mis au point un code en utilisant un logiciel MATLAB et ils ont validé avec les résultats obtenus de l'approche d’optimisation mathématique classique publiée par Silveira [26]. Les résultats simulés ont confirmé l'analyse exergétique de Baghernejad [25] et ont montré que le rendement exergétique de ISCCS pourrait être améliorée de 43,79% à 46,8%, tandis que le coût de la destruction de l'exergie réduite de 14,82%. En outre, le LEC de la turbine à vapeur et la turbine à gaz pourrait être diminué d'environ 7,1% et 1,17% respectivement, mais avec une augmentation de 13,3% des investissements en capital. En d'autres termes, le plus sont la
