Evaluation du potentiel de la technologie solaire
thermodynamique à concentration en climat désertique

Exigence et stratégie de production de la μ-centrale

 Pour le bon fonctionnement des charges connectées à la microcentrale de cette première étude, le consommateur exige une production stable et sécurisée malgré la nature intermittente de la ressource solaire directe normale. En effet, la production de la microcentrale est parfaitement conditionnée par la disponibilité d’un rayonnement direct normal suffisant. Ce rayonnement est une fonction variable dans le temps et n’est disponible que sur une partie de la journée. Cette variabilité s’oppose à l’équilibre entre la production et la demande. Cela, empêche de satisfaire les besoins des consommateurs en raison de l’impossibilité de produire de l’électricité continuellement et l’insécurité des charges en cas d’un passage nuageux par exemple. Afin de solutionner les problèmes liés à la continuité et à la sécurité de la production, certaines microcentrales solaires thermodynamiques utilisent le stockage de l’énergie thermique. Ce stockage permet d’assurer la continuité de production même dans les heures d’indisponibilité du rayonnement. De plus, en cas de l’adaptation d’une stratégie de fonctionnement bien appropriée à la microcentrale, le système de stockage permettra également de lisser la production et d’adapter les pics aux besoins. Deux stratégies de fonctionnement sont suggérées pour cette première étude, la première consiste à produire l’électricité et parallèlement stocker de la chaleur, une partie du fluide caloporteur venant du champ solaire est dirigée vers la machine thermodynamique et l’autre partie est stockée. La chaleur contenue dans le stock est ensuite utilisée pour produire de l’électricité lorsque le rayonnement direct normal est insuffisant. Cette première stratégie est illustrée sur la figure 3.1.Figure 3.1 : Illustration de la première stratégie de fonctionnement S1 est une électrovanne à trois voix attachée au stock 1 commandée électriquement. Cette électrovanne laisse passer le fluide caloporteur dirigé vers le stock 2 ou la machine thermodynamique dès lors que la température de consigne du fluide caloporteur est atteinte. Sinon elle le dirige vers le stock 1. Le fluide dirigé vers le stock 2 et la machine thermodynamique est ensuite divisé, en deux parties, une partie est acheminé vers la machine thermodynamique pour produire de l’électricité et l’autre partie est stocké et sera restitué une fois que le rayonnement solaire est indisponible. Cette stratégie permet éventuellement de prolonger la production de la μ-centrale dans les périodes d’indisponibilité de rayonnement sous réserve que le système de stockage soit bien dimensionné. Par contre, elle ne permet pas de gérer les pics et d’adapter la production à la demande. A la différence de la première stratégie la seconde consiste à stocker toute la chaleur produite par le champ de capteur (figure 3.2), puis puiser dans le stocke 2 pour solliciter la machine thermodynamique pour produire de l’électricité. La chaleur contenue dans le stock 2 se retrouve à une température constante égale à la température de consigne fixée au préalable. Cette stratégie permet de produire l’électricité en continue et d’adapter la production à la demande et ainsi protéger les charges connectées et la machine thermodynamique de la μcentrale. Figure 3.2 : Illustration de la deuxième stratégie de fonctionnement A titre comparatif, ces deux stratégies sollicitent le système de stockage de façon différente. La première identifie clairement une phase de stockage dissociée de la phase de déstockage. Alors que la seconde stratégie permet de stocker et de produire en même temps. Ainsi, ces différentes sollicitations sont plus ou moins adaptées en fonction du principe de stockage retenu (sensible, latent). De point de vue économique, la première stratégie nécessite un volume de stockage moins important que la seconde, ce qui signifie un coût d’investissement et de maintenance moins élevé. En revanche, cette première stratégie ne permet pas le fonctionnement en régime nominal de la machine thermodynamique à cause notamment de la variabilité du rayonnement ce qui est mauvais pour la sécurité des charges connectées et la machine elle-même. Cependant, la seconde stratégie apparait être plus compétitive du fait que le cycle thermodynamique peut fonctionner en régime nominal de façon continue bien que le coût d’investissement peut être élevé. C’est finalement cette stratégie de production que nous recommandons pour cette première étude. 

Revue de μ-centrales solaires CSP existantes à travers le monde 

Le choix de la technologie, de la configuration et la stratégie de production de la microcentr ale doivent s’appuyer sur des microcentrales expérimentales afin de garantir la faisabilité d’un tel projet. L’état de l’art réalisé sur les microcentrales solaires CSP existantes a permis d’identifier quinze microcentrales CSP de puissance varie de 1 kW à 500 kW comme présenté dans le tableau 3.1. La puissance nette de 80 % de ces microcentrales identifiées variant de 1 à 15 kW. A l’exception des microcentrales SPS, AORA Solar et Daesung, toutes les autres microcentrales exploitent la technologie cylindro-parabolique comme la plupart des centrales à grande puissance. En effet, Chapitre 3 : Caractéristiques du site d’implantation, choix technologique, stratégie de production, revue de microcentrales existantes et la microcentrale modélisé pour l’étude 62 les microcentrales sont principalement conçues pour la production des puissances faibles à partir des sources de chaleur à basse ou moyenne température (inférieure à 200 °C). En outre, le système de traking ou de suivi à un axe est nécessaire pour la technologie Cylindro – parabolique et Fresnel. Par contre les autres technologies de concentration exigent un suivi à deux axes. Cet aspect de suivi conduit à des problèmes de conception et de maintenance plus complexes et éventuellement coûteux. Presque toutes ces microcentrales utilisent un cycle de Rankine organique (tableau 3.1) pour la boucle de conversion thermodynamique car ce dernier est moins onéreux pour les sources de chaleur à basse température.La suite de cette partie présente en détail deux microcentrales solaires à concentration qui ont influencé la microcentrale modélisée dans cette étude. Ces microcentrales sont notamment, celles de Sun2Power et STG dont les puissances sont similaires à celle de la microcentrale de cette première étude. 3.5.1. Sun2Power La microcentrale solaire thermodynamique Sun2Power est située à Marseille au nord-est de la France (Lat : 43.29 N ; Long : 5.38 E). À cet endroit, le rayonnement direct normal annuel varie de 2 500 à 2750 kWh.m-2 selon Météo Passion. Cette microcentrale est propriété de l’université de Liège et elle a été mise en service en juin 2014. Figure 3.3 : microcentrale Sun2Power de 2,5 kW utilisant des capteurs cylindro-paraboliques et une machine ORC Cette microcentrale exploite des capteurs cylindro-paraboliques. Ces capteurs sont équipés d’un récepteur à tube sous vide dans lequel circule une huile de synthèse le Syltherm XLT fabriqué par l’industriel DOW CHEMICAL. Cette huile utilisée comme fluide caloporteur reste liquide sur sa plage de température de fonctionnement. Elle est présentée en détail au chapitre IV. La μ-centrale utilise un cycle de Rankine organique pour produire le travail mécanique utile pour l’alternateur. Cette machine utilise le R245fa comme fluide de travail. En régime nominal, elle fournit une puissance électrique nette de 2,5 kW. Dans ces conditions le rendement de cette machine est de 8,5 %. La particularité de cette microcentrale est la production de l’électricité à partir de la génération indirecte de vapeur. Cela veut dire que le fluide caloporteur est différent de fluide de travail. L’architecture actuelle de la μ-centrale ne dispose pas du système de stockage entre le capteur et le cycle thermodynamique. 

 STG Lesotho 

La microcentrale solaire thermodynamique STG est située à Maseru au sud-est de Lesotho (Lat : -29, 19 S ; Long : 27,28 E). À cet endroit, le rayonnement direct normal annuel varie de 2 000 à 2400 kWh.m-2 selon GéoModel Solar. Cette microcentrale est propriété de l’université de Lesotho et a été financée par STG International et elle a été mise en service en juin 2015. Figure 3.4 : Microcentrale STG Lesotho de 3 kW utilisant des capteurs cylindro-paraboliques et une machine ORC Le champ de capteur utilisé dans cette microcentrale est de type cylindro-parabolique à un seul axe de 75 m2 de surface. Ces miroirs réfléchissent le rayonnement solaire direct normal sur un récepteur linéaire constitué d’un tube absorbeur en aluminium (HCE) avec revêtement sélectif et anneau rempli d’air entre le tube absorbeur et le vitrage. Ce champ de capteur utilise Monoéthylène glycol (MEG) comme fluide caloporteur avec stockage par chaleur sensible composé d’un réservoir de 2 m3 et 19 mm d’hauteur. Le fluide caloporteur est utilisé également pour le système de stockage thermique. La microcentrale utilise un cycle de Rankine organique composé d’une μ-turbine commercial HVAC modifiée, échangeurs de chaleur à plaques pour le transfert de chaleur à haute pression et condenseur à air comprimé et à ventilation HVAC pour rejet de chaleur. La μ-turbine utilisé a été testé expérimentalement par Lemort et al, [28]. Ce cycle exploite le R245fa comme fluide de travail et produit une puissance nette de 3 kW. Le Chapitre 3 : Caractéristiques du site d’implantation, choix technologique, stratégie de production, revue de microcentrales existantes et la microcentrale modélisé pour l’étude 67 cycle de Rankine organique de cette étude a été modifié et sera présenté plus précisément dans le chapitre 4.

La microcentrale à modéliser

 La microcentrale de cette étude se compose de trois systèmes différents. Premièrement, un modèle d’une machine ORC. Cette machine est composée d’une μ-turbine scroll, une pompe diaphragma, un évaporateur et un condenseur et les appareils annexes. Toutefois des échangeurs additionnels peuvent être utilisés à la machine, tels que le récupérateur ou le sous-refroidisseur pour augmenter la performance de celle-ci. Cette machine doit produire 3 kW en régime nominal. Le choix de la machine de détente est un élément important de l’ORC étant donné que son efficacité influence fortement la performance du système global. Suivant le type d’application et la puissance produite par la machine ORC Quoilin et al, [29] ont classé les machines de détentes pour les unités ORC de petite et de moyenne puissance (Figure 3.5). Ils ont également indiqué que les machines de détente volumétriques sont plus appropriées pour les puissances allant de 0,5 à 11 kW. Nous avons donc décidé d’utiliser une μ-turbine scroll pour la machine de détente de l’ORC de ma μcentrale. Figure 3. 5 : Technologies des machines de détente pour trois applications cibles [30] Dans un autre travail, Quoilin et al, [12] ont étudié un modèle numérique d’une machine ORC de 3 kW de la microcentrale solaire STG Lesotho présentée dans la section . C’est ce modèle que nous avons opté et modifié suivant les intérêts de notre étude. La μ-turbine scroll et la pompe ont été conservé. Par contre, les échangeurs de chaleur ont été modifiés et un ajout d’un échangeur récupérateur a été fait. Ces modèles sont présentés et justifiés plus précisément au Chapitre IV. Le fluide de travail du cycle ORC a été sélectionné sous plusieurs critères, cette sélection est faite dans la première partie du Chapitre IV. La source froide choisie pour la machine ORC est de l’eau. Le modèle complet de la machine ORC, en fonctionnement nominal, doit fournir une puissance électrique de 3 kW avec la stratégie de production retenue dans la section 3.4. Deuxièmement, le modèle du système de stockage pour cette étude doit être compatible à la stratégie de production retenue d’un côté et d’autre coté au fluide de caloporteur choisi (section 3.3) du champ (Syltherm XLT). Ce fluide a été utilisé dans la microcentrale Sun2Power de 2,5 kW, il a été également exploité pour une microcentrale CSP de 3 kW comme fluide caloporteur et fluide de stockage en même temps Wang et al, [31]. Nous avons décidé de stocker séparément ce fluide dans deux stocks de chaleur sensible en raison du compromis entre le faible coût et la simplicité de mise en œuvre de ce procédé malgré son rendement moyen dans ces conditions. Le premier, est un stock froid et le second est un stock chaud. Le matin, le stock froid est rempli de fluide caloporteur et le stock chaud est vide. Tout au long de la journée, lorsque le rayonnement direct est suffisant, le champ de capteur est commandé pour puiser dans le stock « froide », élever la température du fluide caloporteur en sortie du champ de capteur jusqu’à une valeur de consigne et remplir le stock « chaud ». Puis, puiser dans le stock chaud pour solliciter la machine ORC afin de produire l’électricité de façon continue. Wang et al, [31] ont modélisé un réservoir de stockage par chaleur sensible pour solliciter une machine ORC de 3 kW. Ce modèle a été récupéré et adapté à notre machine ORC et sera présenté au Chapitre VII. Troisièmement, un capteur linéaire de Fresnel composé de plusieurs lignes miroirs couplé au récepteur linéaire du capteur Solar Novatec présenté à la section 1.2.2.2, a été utilisé pour la conversion de l’énergie rayonnante en chaleur. Pour maximiser l’énergie concentrée et homogénéiser sa répartition au niveau de l’absorbeur un système de suivi de capteur (tracking system) est indispensable. Un système de suivi à deux axes est nécessaire pour un capteur linéaire de Fresnel N’Tsoukpoe et al, [32]. Trois systèmes de suivi existent suivant l’orientation du capteur. Ces systèmes sont présentés par Marif et al, [33]. Un système de suivi à un axe orienté dans la direction Nord-Sud est choisi pour le capteur de cette étude. D. R. Mills et al, [34] montrent que cette orientation permet d’augmenter de 17 % la chaleur annuelle produite   par le capteur qu’ils ont modélisé par rapport à une orientation dans la direction est-Ouest. La modélisation et les simulations de cette centrale sont présentées en VII de ce manuscrit.