L’énergie solaire thermodynamique
Le principe de l’énergie solaire thermodynamique consiste à utiliser le rayonnement du soleil en le concentrant afin de le transformer en énergie utilisable. Les technologies de concentration solaire utilisent des miroirs qui concentrent les radiations solaires pour porter à haute température un fluide caloporteur. Ce fluide peut ensuite être utilisé pour la génération d’électricité au moyen d’un cycle thermodynamique .Un des intérêts de l’énergie solaire thermodynamique par rapport à l’énergie éolienne ou photovoltaïque est l’utilisation de systèmes de stockage de chaleur (par voie latente, sensible ou thermochimique) ou d’hybridation avec d’autres sources énergétiques (gaz naturel, biomasse, etc.).
Le rayonnement est concentré puis transformé en chaleur par des systèmes ponctuels ou linéaires. La concentration optique se fait au moyen de miroirs, le but étant de fournir une intensité lumineuse plus importante sur le récepteur. Ainsi les systèmes à concentration peuvent atteindre des températures élevées de l’ordre de 500°C, ce qui permet d’augmenter le rendement des cycles thermodynamiques utilisés.
Les différents types de centrales solaires
Plusieurs types de centrales solaires à concentration se démarquent, et se différencient par leur façon de concentrer la lumière sur le récepteur. La concentration peut se faire de façon ponctuelle ou linéaire. Le premier type est le concentrateur parabolique. Ce système de concentration ponctuel est celui qui concentre le plus la lumière (entre 5000 et 10000 fois) et qui permet donc d’atteindre les températures les plus élevées. Il nécessite un suivi du soleil par le concentrateur et le récepteur grâce à un « héliostat » (système automatique de suivi) sur 2 axes. Il n’existe cependant pas de centrale de ce type actuellement en fonctionnement commercial. Les centrales solaires à tour représentent la seconde catégorie de concentrateur ponctuel . Le principe est de concentrer le rayonnement sur un point central (le sommet de la tour) grâce à des héliostats 2 axes. Cependant cette solution est plus simple que la précédente car le récepteur thermique (souvent coûteux) est centralisé, et cela nécessite donc moins de tuyauteries et systèmes hydrauliques. Le facteur de concentration est en général compris entre 200 et 1000.
Le rayonnement solaire peut aussi se concentrer de façon linéaire, sur des tubes. Les centrales solaires cylindro-paraboliques utilisent pour cela des miroirs semi-cylindriques pour concentrer le rayonnement sur un tuyau récepteur . Par conséquent, ce type de miroir ne nécessite qu’un seul axe pour suivre le soleil mais concentre également moins le rayonnement (facteur de concentration de l’ordre de 80, pour des températures de fonctionnement d’environ 400°C).
Le système cylindro-parabolique est aujourd’hui le système le plus éprouvé, car malgré ses plus faibles rendements, il est aussi celui qui possède le plus faible coût d’investissement. Plusieurs générations de ces centrales sont installées aux Etats-Unis dans le désert de Californie à Kramer Junction, pour une puissance totale de 354 MWth (correspondant à environ 75 MWe).
Une variante du système cylindro-parabolique peut être obtenue en faisant le choix de sacrifier une partie de la focalisation en adoptant le système des miroirs de Fresnel .
En effet un facteur de coût important dans la technologie des concentrateurs cylindro-paraboliques est la mise en forme du verre pour obtenir la forme parabolique requise. Dans les centrales solaires à miroirs de Fresnel, la parabole est reconstituée à l’aide de miroirs très peu incurvés dont l’inclinaison sera réglée en fonction de la position du soleil. Un second étage de réflexion secondaire est parfois ajouté afin de rediriger le rayonnement vers le tube récepteur. Cette focalisation est plus simple que la précédente, plus facile à monter, moins coûteuse, mais le rendement est également un peu réduit.
Le bloc de conversion de l’énergie diffère en fonction des applications, mais la majorité des systèmes est basée sur le cycle de Rankine et utilise des turbines à vapeur. Si le fluide caloporteur n’est pas directement de l’eau, un échangeur de chaleur est ajouté au circuit, par exemple pour transférer la chaleur du circuit primaire (huile) au circuit secondaire (eau) qui lui, est connecté à la turbine.
La génération directe de vapeur
La plupart des centrales à concentration linéaires actuelles fonctionnent avec un circuit primaire et un circuit secondaire. C’est en effet la technologie historique, mais également la plus aboutie. Un fluide caloporteur (par exemple de l’huile thermique) est chauffé par le champ solaire, puis celui-ci échange avec un circuit secondaire chargé de la production électrique. Plus récemment, la voie de la génération directe de vapeur (ou DSG pour Direct Steam Generation) a été explorée. Elle consiste en l’utilisation de l’eau en tant que fluide caloporteur, et la production de vapeur sans l’utilisation d’un fluide caloporteur intermédiaire. Dans ce cas le fluide passant dans le champ solaire est de l’eau à haute pression (de l’ordre de 80 à 100 bar). La transition vers cette technologie, éliminant les échangeurs thermiques et supprimant le besoin d’huile thermique (qui a besoin d’être remplacée régulièrement), peut permettre de réduire les coûts. De plus, l’utilisation de l’évaporation directe de l’eau élimine les risques d’incendie et de pollution dus à l’utilisation de l’huile et permet de travailler à plus de 400°C sans risque d’endommager l’huile synthétique. En effet , l’huile thermique possède une limite maximum de température en raison de sa stabilité chimique, et cela implique donc directement une limite supérieure sur les températures dans le cycle de Rankine utilisé dans les turbines. L’efficacité des cycles de Rankine est grandement améliorée quand la température maximale disponible est augmentée. Or l’eau ne possède pas cette limite de température, ce qui peut aider dans l’amélioration de l’efficacité du système solaire thermique.
La problématique technologique et scientifique de la génération directe de vapeur
La génération directe de vapeur est une piste explorée pour baisser les coûts de l’énergie solaire thermodynamique. En effet, la suppression du fluide caloporteur (huile ou sel fondu, à changer régulièrement), ainsi que des différents modules de transfert de chaleur diminue l’investissement de départ.
Cependant l’évaporation directe présente également des inconvénients. En effet dans une centrale classique le fluide caloporteur (de l’huile par exemple) reste sous forme liquide, alors que dans le cas de la DSG, de l’eau liquide entre dans le champ solaire, et il ressort un mélange d’eau liquide et vapeur , donc diphasique du fait des deux phases simultanément en présence. De nombreuses instabilités sont inhérentes aux écoulements diphasiques présents dans des circuits évaporateurs . Elles ont été étudiées depuis l’apparition des premières chaudières, et plus récemment pour des systèmes plus spécifiques comme les centrales solaires à concentration. Certaines instabilités peuvent par exemple causer des vibrations importantes, mais d’autres peuvent s’avérer plus problématiques, comme les instabilités de Ledinegg.
Un système composé d’un évaporateur couplé à un circuit fluide est caractérisé par un équilibre entre la caractéristique de différence de pression-débit du circuit et celle de l’évaporateur .La caractéristique du circuit est principalement due à la pompe. La caractéristique de l’évaporateur s’obtient en intégrant sur la longueur de celui-ci les équations du mélange diphasique. Elle a typiquement une forme en S.
Table des matières
Introduction
Chapitre I Contexte technologique et scientifique
I.1 INTRODUCTION
I.2 L’ENERGIE SOLAIRE THERMODYNAMIQUE
I.2.1 Présentation
I.2.2 Les différents types de centrales solaires
I.2.3 Les fluides caloporteurs
I.2.4 La génération directe de vapeur
I.2.5 Des premières études aux centrales de production
I.2.5.1 Les premiers projets.
I.2.5.2 Installations pour l’étude de l’évaporation directe
I.2.5.3 Prototypes.
I.2.5.4 Centrales commerciales
I.2.6 La problématique technologique et scientifique de la génération directe de vapeur
I.3 CONTEXTE SCIENTIFIQUE DE LA THESE
I.3.1 Généralités sur les écoulements diphasiques
I.3.1.1 Régimes et cartes d’écoulement
I.3.1.2 Pertes de pression
I.3.1.2.1 Les pertes de pression monophasiques
I.3.1.2.2 Les pertes de pression diphasiques
I.3.1.3 Transferts thermiques
I.3.1.3.1 Le coefficient d’échange convectif monophasique
I.3.1.3.2 Le coefficient d’échange diphasique
I.4 OBJECTIFS TECHNOLOGIQUES ET SCIENTIFIQUES
Chapitre II État de l’art
II.1 INTRODUCTION
II.2 ÉTUDES EXPERIMENTALES SUR LES ECOULEMENTS DIPHASIQUES
II.2.1 Écoulements adiabatiques à poches et bouchons
II.2.2 Visualisations des écoulements diphasiques en évaporation
II.2.2.1 Mini et micro-canaux
II.2.2.2 Macro-canaux
II.2.3 Visualisations dans une zone adiabatique
II.2.4 Conclusion
II.3 SIMULATION D’ECOULEMENTS DIPHASIQUES
II.3.1 Ecoulements dispersés
II.3.1.1 Modèle de mélange
II.3.1.1.1 Présentation
II.3.1.1.2 Travaux existants.
II.3.1.1.3 Conclusion
II.3.1.2 Modèle à deux fluides
II.3.1.2.1 Présentation
II.3.1.2.2 Travaux existants
II.3.1.2.3 Conclusion
II.3.2 Ecoulements diphasiques à larges interfaces
II.3.2.1 Présentation du modèle VOF
II.3.2.2 Simulation d’écoulements adiabatiques à poches et bouchons
II.3.2.3 Simulation d’écoulements en changement de phase
II.3.2.4 Conclusion
II.3.3 Conclusion de l’étude bibliographique sur les écoulements en changement de phase
Chapitre III Modèle numérique
III.1 INTRODUCTION
III.2 TRANSPORT DE L’ENERGIE
III.2.1 Mise en évidence du problème
III.2.2 Solution apportée
III.2.3 Validation
III.3 TRANSPORT D’UNE TROISIEME PHASE : LA VAPEUR DISPERSEE
III.3.1 Principe
III.3.2 Equation de transport
III.3.3 Calcul de la vitesse relative
III.3.4 Validation
III.4 TRANSFERT THERMIQUE ET MASSIQUE A LA PAROI
III.4.1 Approche utilisée
III.4.2 Gestion de l’assèchement
III.4.3 Transfert de masse
III.5 TRANSFERT DE MASSE A L’INTERFACE
III.5.1 Détection de l’interface
III.5.2 Termes sources
III.5.3 Création des premières bulles de vapeur VOF
III.6 RECONDENSATION DANS L’ECOULEMENT
III.7 BILANS DES NOUVEAUX TERMES INTRODUITS
III.7.1 Conservation de l’énergie totale
III.7.2 Conservation de la masse de vapeur dispersée
III.8 CONCLUSION
Chapitre IV Simulations d’écoulements diphasiques avec et sans changement de phase
IV.1 INTRODUCTION
IV.2 VALIDATION DU MODELE VOF POUR LE REGIME INTERMITTENT ADIABATIQUE
IV.2.1 Introduction
IV.2.2 Validation du calcul d’un écoulement stratifié
IV.2.3 Étude de la transition vers le régime intermittent
IV.2.3.1 Limite de stabilité
IV.2.3.2 Validation de la formation de vagues puis de poches
IV.2.3.3 Validation des fréquences de passage de poches.
IV.2.4 Conclusion
IV.3 VALIDATION DU MODELE POUR L’EVAPORATION PROGRESSIVE
IV.3.1 Cas de référence
IV.3.1.1 Géométrie, maillage et propriétés physiques
IV.3.1.2 Conditions aux limites
IV.3.1.3 Discussion sur les pertes du dispositif expérimental
IV.3.1.4 Méthodes numériques
IV.3.1.5 Résultats
IV.3.1.5.1 Simulation du taux de vide
IV.3.1.5.2 Champ de pression
IV.3.1.5.3 Champ de température
IV.3.1.5.4 Évolution temporelle
IV.3.2 Influence du maillage
IV.3.2.1 Raffinement du maillage
IV.3.2.2 Relaxation du maillage
IV.3.3 Influence des conditions de fonctionnement
IV.3.4 Effet de la condition de sortie
IV.3.5 Effet de la tension de surface et de l’angle de contact
IV.3.6 Conclusion
IV.4 APPLICATION A LA SIMULATION D’UN TUBE RECEPTEUR DE CENTRALE SOLAIRE
IV.4.1 Géométrie et maillage
IV.4.2 Résultats
IV.4.3 Variation du débit d’entrée
IV.4.4 Conclusion
IV.5 CONCLUSION
Chapitre V Définition et dimensionnement d’un dispositif expérimental de validation
V.1 INTRODUCTION ET OBJECTIFS DE L’INSTALLATION
V.2 ARCHITECTURE DU DISPOSITIF
V.3 CHOIX DU FLUIDE DE TRAVAIL
V.4 LE CIRCUIT DE REFRIGERANT
V.5 LE DISPOSITIF DE CHAUFFE
V.5.1 Solutions envisagées
V.5.1.1 Dépôt d’Oxyde Transparent Conducteur
V.5.1.2 Chauffage par Infrarouges
V.5.1.3 Chauffe par écoulement d’eau autour de la section d’essais
V.5.2 Dimensionnement fluide
V.5.3 Distributeur
V.5.4 Schémas de la section de chauffe
V.5.5 Dimensionnement thermique
V.5.5.1 Calcul du coefficient d’échange global
V.5.5.2 Calcul du coefficient d’échange local : Simulation numérique d’un écoulement autour d’un tube à haut Reynolds
V.5.5.2.1 Etat de l’art
V.5.5.2.2 Cas de validation
V.5.5.2.3 Construction du maillage
V.5.5.2.4 Résultats
V.5.5.2.5 Indépendance au maillage
V.5.5.2.6 Comparaison des modèles de turbulence
V.5.5.2.7 Effet du confinement
V.6 CONCLUSION
Conclusion
PISTES D’AMELIORATION DU MODELE
PERSPECTIVES D’UTILISATION
Références
