Le solaire au zénithContrairement au photovoltaïque qui peut perdre 80% de sa puissance en quelques secondes lors de passages nuageux, les centrales solaires thermodynamiques ont une inertie ther-mique qui permet de limiter l’intermittence. Elles peuvent être équipées d’un stockage ther-mique de plusieurs heures et ainsi être exploitées lorsque l’énergie solaire n’est pas disponible. Le stockage permet d’étendre ou de déplacer la période de production dans le temps et de rendre la prévision de productible plus fiable. Les cen-trales peuvent être facilement hybridées avec des combustibles fossiles. Les technologies solaires thermodynamiques sont actuellement plus chères que le photovoltaïque et ont de moindres pers-pectives de baisse de coût à court terme. Des projets aux Etats-Unis ont ainsi été reconvertis en projets photovoltaïques. Cependant, cet état de fait résulte des critères de choix en vigueur dans la plupart des appels d’offres où seul le coût de revient de l’électricité est pris en considération. On ne tient pas compte des bénéfices apportés par le stockage ou l’hybridation et des coûts évités par la substitution de moyens de pointe coûteux et fortement émetteurs de gaz à effet de serre.Photo : collecteurs linéaires de Fresnel (Areva Solar, SolarPaces 2011)

Le solaire thermodynamique à concentrationC’EST L’UNE DES TROIS FAÇONS D’UTILISER DIRECTE-MENT L’ÉNERGIE SOLAIRE. LES DEUX AUTRES SONT LE THERMIQUE ET LE PHOTOVOLTAÏQUE.

Plein soleil pour EDFLe Groupe EDF a récemment identifié le domaine du thermo-solaire comme un axe de développement potentiel dans le secteur des énergies renouvelables. Une étude du marché et des zones géographiques appropriées indique que des projets pourraient être menés aux Etats-Unis ou en Chine. Actuelle-ment, plusieurs projets sont en cours d’instruction au Maghreb et au Moyen-Orient.

Des milliers de miroirs qui suivent le mouvement du soleil, répartis sur plus de 100 hectares, font converger les rayons solaires vers un récepteur situé au sommet d’une tour de 140 mètres. Il s’agit d’une centrale solaire thermodynamique inaugurée l’an dernier en Andalousie. Les premières centrales commerciales ont été mises en exploitation en Californie de 1984 à 1991 grâce aux mesures incitatives de l’époque. Mais le contre-choc pétrolier et l’arrêt progressif des aides ont marqué un coup d’arrêt à la filière. Depuis 2006, la construction de projets redémarre en Espagne et aux Etats-Unis. Les perspec-tives de développement de la filière à moyen terme permet-tent d’envisager une capa-cité installée de l’ordre de 15 à 30 GW en 2025 dans les régions arides et semi-arides de la ceinture solaire. Les centrales solaires ther-modynamiques peuvent être regroupées en trois familles qui se distinguent par le mode de collecte et de concentration de l’énergie solaire: les systèmes à focalisation linéaire (capteurs cylindro-parabo-liques ou collecteurs linéaires de Fresnel), les centrales à tour, et les systèmes parabole-Stirling.Robert SOLER, chercheur senior à EDF R&D

EDF R&D JUIN 2012 INNOVATION.EDF.COM

une technologiedévoilée

Il faut tout d’abord concentrer le rayon-nement solaire et une grande variété de configurations est possible. Les systèmes solaires thermodynamiques peuvent être classés en quatre filières technologiques: cylindro-parabolique, Fresnel, récepteur central (tour), parabole-Stirling. Ces tech-nologies, qui ne valorisent que la com-posante directe du rayonnement solaire, sont équipées de dispositifs de suivi de la trajectoire du soleil et de miroirs pour concentrer ses rayons.

La filière cylindro-paraboliqueC’est la filière de loin la plus mature. Ces centrales utilisent des miroirs cylindro-paraboliques de 100 à 800 m2 qui concentrent les rayons du soleil sur des tubes placés à l’axe focal du concentra-teur et dans lesquels circule un fluide caloporteur. Le concentrateur suit la course du soleil en tournant sur un axe. Le fluide caloporteur, généralement une huile de synthèse, chauffé lors du passage dans les tubes, circule à travers une série d’échangeurs de chaleur pour produire de la vapeur surchauffée à la température de 390°C sous une pression de 100 bars. Il constitue ainsi la source chaude d’un cycle vapeur classique à resurchauffe. Toutes les unités construites à ce jour comportent une hybridation au gaz naturel d’au moins 12 à 15%. Un stockage thermique de plu-sieurs heures dans des sels fondus permet de mieux adapter la production à la demande bien que l’adjonction de ce sys-tème et l’extension du champ solaire qui en résulte engendrent un surcoût d’inves-tissement. Le champ de collecteurs peut également être intégré à une centrale fossile pour augmenter le cycle vapeur. Le rendement solaire-électrique maximal est dans le meilleur des cas d’environ 25% tandis que le rendement annuel net est de

15%. L’empreinte au sol est de l’ordre de 3,25 ha/MW pour les centrales sans stoc-kage. Cette technologie présente cepen-dant quelques inconvénients. En particu-lier, un terrain assez plat (pente maximale de 3%) et rectangulaire est requis. D’autre part, l’huile thermique utilisée pose des problèmes : elle se dégrade chimique-

ment à partir de 400°C ce qui limite le rendement du cycle thermodynamique du fait de la limitation de la température de la source chaude ; elle fige à 12°C et il peut être nécessaire la nuit ou en hiver de consommer du combustible fossile dans l’unique but de la garder fluide ; enfin l’huile est inflammable et présente un risque environnemental. En France, ce produit est classé Seveso dans les quan-tités requises pour les centrales solaires. Des recherches sont en cours pour tenter d’utiliser d’autres fluides caloporteurs, en particulier les sels fondus ou la pro-duction directe de vapeur qui présen-tent eux aussi des risques d’exploitation.

photo : centrale à tour Gemasolar en Andalousie

PRINCIPE DE FONCTIONNEMENT DU SOLAIRE THERMO-DYNAMIQUE

Miroir, mon beau miroirLE SOLAIRE THERMODYNAMIQUE PERMET DE TRANSFORMER L’ÉNERGIE SOLAIRE EN CHALEUR À TEMPÉRATURE ÉLEVÉE, PUIS DE CONVERTIR CETTE CHALEUR EN ÉNERGIE ÉLECTRIQUE.

REPÈRES

221-213 av JC Archimède

utilise la concentration des

rayons solaires pour détruire

les navires ennemis à Syra-

cuse.

1878 Four solaire d’Augustin

Mouchot présenté à l’exposi-

tion universelle.

1912 Centrale de 55 kW par

Sun Power près du Caire

pour produire de la vapeur.

Collecteurs cylindro-parabo-

liques de 62 m de long.

1970-80 Expérimentation

de 3 filières : cylindro-para-

bolique, tours et parabole-

Stirling.

1983 Centrale à tour THEMIS

exploitée par EDF et le CNRS.

Puissance de 2,5 MW et stoc-

kage à sels fondus de 5 h.

1985-1991 Californie : 9 cen-

trales SEGS commerciales à

collecteurs cylindro-parabo-

liques. Capacité de 354 MW.

1991 Faillite de Luz Interna-

tional (centrales SEGS). Arrêt

du développement commer-

cial pendant 15 ans.

2006 Centrale Nevada Solar

One à Boulder City, Nevada.

Renouveau de la filière.

2007 1re centrale à tour

commerciale près de Séville:

PS10.

2011 Mise en service de la

centrale à tour de Gema-

solar. Utilisation des sels

fondus.

2/4dévoiléeune technologie

La filière Fresnel Cette filière est simple et peu coûteuse. Les collecteurs sont des miroirs en bandes parallèles disposés à plat et près du sol concentrant les rayons sur des tubes récepteurs fixes. L’eau, portée à 100 bars et à 500°C, est utilisée comme fluide caloporteur et comme fluide de travail. Cette technologie est encore au stade de la démonstration. Son principe est similaire à celui de la filière cylindro-para-bolique mais elle utilise des miroirs plans ou légèrement incurvés moins chers que les réflecteurs paraboliques. Cette filière possède les plus faibles performances optiques et le plus faible rendement solaire-électrique annuel net (10%) mais son empreinte au sol est de 1,5 ha/MW, soit moins de 60% par rapport aux cen-trales à collecteurs cylindro-paraboliques. Le lavage des miroirs peut s’automatiser. Il n’y a pas de solution de stockage mature. Les applications d’hybridation avec des centrales conventionnelles ainsi que la production de chaleur industrielle sont très intéressantes pour cette filière. Un terrain assez plat (pente au plus de 5%) est requis.

3/4dévoiléeune technologie

Les tours solaires La technologie la plus souple d’utilisation. Des baisses de coûts importantes sont attendues. Les héliostats suivent le soleil et concentrent ses rayons sur un récep-teur au sommet d’une tour. Deux techno-logies : la production directe de vapeur, à coûts moindres, et l’utilisation de sels fondus pouvant être utilisés comme fluide caloporteur et milieu de stockage ther-mique. Les technologies matures utilisent un cycle vapeur à resurchauffe proche de celui d’une centrale à charbon (vapeur à 150 bars et 550°C). Le stockage est trois fois plus efficace qu’avec la filière cylindro-parabolique. Le rendement maximal des centrales à tour à cycle de Rankine est de l’ordre de 22% pour un rendement annuel net d’environ 16%. L’empreinte au sol sans stockage est de 4 ha/MWe. Les héliostats acceptent un terrain pentu. Le bon rendement thermodynamique limite la puissance nécessaire de la source froide et la consommation d’eau.

La filière parabole-Stirling, Elle est très coûteuse et a du mal à passer au stade commercial.

LE SAVIEZ-VOUS ?

La centrale à tour Gemasolar,

mise en service à Ecija (Anda-

lousie) en 2011 atteint une

puissance de 19,9 MW. Elle

comporte 2650 héliostats sur

185 ha concentrant les rayons

solaires au sommet d’une

tour de 140 m. Elle dispose

d’une stockage à sels fondus

de 15 h permettant de fonc-

tionner 24h/24 en été et de

produire 110 GWh par an (soit

la consommation de 25000

foyers). La centrale utilise 8500

tonnes de sels. 9 mois ont été

nécessaires pour les fondre

pendant la construction.

PerspectivesLa technologie cylindro-parabolique est la première technologie ayant atteint le stade de l’exploitation commerciale à une échelle significative. Les centrales Solar Energy Generating Systems (SEGS), un ensemble de neuf unités d’une capacité totale de 354 MWe, ont été construites dans la deuxième moitié des années 80 et au début des années 90 dans le sud de la Californie. Cette technologie, qui domine le marché, n’a cependant pas de perspectives de baisse de coût très mar-quées. Les industriels estiment que l’avenir de la filière passe par l’utilisation de sels fondus qui présentent néanmoins des risques d’exploitation avec la nécessité de maintenir, dans des kilomètres de tubes, la température au-dessus du point de fusion des sels. Concurrente directe des systèmes cylindro-paraboliques, la tech-nologie Fresnel est plus récente. Des archi-tectes-ensembliers tels qu’ABB ou Areva Solar proposent maintenant la livraison clé en main de centrales produisant de la vapeur surchauffée. Des centrales pilotes de quelques MWe ont été construites en Espagne, aux Etats-Unis et en Australie.

Plusieurs projets commerciaux sont en construction. Les centrales à tour ont donné lieu à des projets pilotes dans les années 1980. De 1983 à 1986, EDF et le CNRS ont exploité la centrale THEMIS à Targassonne dans les Pyrénées Orientales. En 2007, les premiers projets commer-ciaux ont vu le jour. De manière générale, les évolutions actuelles laissent penser que les technologies Fresnel, de tour à sels fondus et de tour à vapeur surchauffée devraient se développer de manière signi-ficative et constituer à terme le socle des choix industriels. Trouver des solu-tions de stockage fiables et innovantes devient cependant essentiel. L’hybrida-tion avec des centrales à cycle combiné ou thermiques sera un moyen de déve-lopper les technologies thermosolaires en minimisant les risques tout en réduisant les émissions de gaz à effet de serre des centrales. L’avenir à court et moyen terme passe par la baisse de coût des compo-sants, l’amélioration du rendement et le développement de nouveaux modes de stockage pour l’air pressurisé et la produc-tion directe de vapeur.

Robert SOLER, chercheur senior à EDF R&D

LexiqueWatt (W) : unité internationale de

puissance. Correspond à la quantité d’énergie

consommée ou produite par unité de

temps (un joule par seconde). La puissance

correspond à un débit d’énergie.

kWh : un kWh vaut 3,6 mégajoules (MJ) et

correspond à la consommation d’un appareil

électrique de mille Watts pendant une heure.

Fluide caloporteur : fluide (exemple,

mélange de sels fondus) qui absorbe,

transporte et cède la chaleur.

Centrale thermique classique : unité de production d’énergie électrique qui

utilise la chaleur dégagée par la combustion

d’énergies fossiles (charbon, gaz ou fioul).

Cette chaleur sert à transformer l’eau en

vapeur, dont la détente fait tourner une

turbine entraînant un alternateur produisant

à son tour de l’électricité.

Cycle combiné à gaz : technologie

de production d’électricité dans une centrale

thermique fonctionnant au gaz naturel. Un

cycle est constitué de turbine(s) à combustion

(TAC) et d’une turbine à vapeur (rendement

amélioré). Le gaz de synthèse est envoyé

dans la TAC qui produit de l’électricité et des

gaz d’échappements très chauds (fumées).

La chaleur des fumées est récupérée par

une chaudière qui produit ainsi de la vapeur.

Une partie de cette vapeur est utilisée

par la turbine pour produire une quantité

supplémentaire d’électricité.

Héliostat : miroir orientable

télécommandé pour suivre la trajectoire du

soleil et concentrer le rayonnement vers le

récepteur situé au sommet de la tour.

Sel fondu : mélange de sels de

nitrates (nitrate de sodium, nitrate de

potassium…) qui fond à 220°C et se dégrade

chimiquement à partir de 600°-650°. A une

bonne capacité thermique massique (1,5

J/K.kg, à comparer aux 4,2 J/K.kg de l’eau),

est liquide à pression atmosphérique, non

inflammable et non toxique.

EDF22-30 avenue de Wagram 75382 Paris Cedex 08 FRANCE

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Publication EDF R&D - 1 av Général de Gaulle 92141 Clamart CedexDirecteur de la publication : Stéphane ANDRIEUXSecrétaire de rédaction : Florence METGE-LAYMAJOUXLe contenu de cette publication n’engage que son auteur et en aucune manière la responsabilité d’EDF.

© 2012 EDFToute reproduction interdite sans l’autorisation de l’auteur.Crédits photos : AREVA, Robert SOLER

Le groupe EDF est certifié ISO 14001

> pour en savoir plus

La centrale expérimentale Thémis : bilan et perspectives. B. Bonduelle, B.

Rivoire et A. Ferriere. Revue Phys. Appl. 24, p 453-461. Avril 1989.

Power from the sun : http://www.powerfromthesun.net/

ESTELA : http://www.estelasolar.eu/

Torresol Energy : http://www.torresolenergy.com/TORRESOL/planta-gemaso-

lar/es

Helioscsp : http://www.helioscsp.com/

4/4dévoiléeune technologie

EN FRANCE

EDF et le CNRS précurseurs de la filière à tourLA CENTRALE SOLAIRE THEMIS, SITUÉE PRÈS DE TARGASSONNE DANS LES PYRÉNÉES, A ÉTÉ EXPLOITÉE DE MI-1983 À MI-1986 PAR EDF ET LE CNRS ET CONSTITUE ENCORE AUJOURD’HUI LA SEULE EXPÉRIENCE DE CENTRALE SOLAIRE THERMODYNAMIQUE SUR LE TERRITOIRE FRANÇAIS.

EDF R&DLE SOLAIRE THERMODYNAMIQUE À CONCENTRATION

R&D+ une technologie

dévoilée

Les objectifs d’EDF et du CNRS étaient d’étudier la faisabilité technique de la filière à sels fondus, de se doter d’outils d’ingénierie pour la conception et l’étude des centrales solaires, de poser un jalon sur la voie de la maîtrise des coûts et d’ana-lyser le bilan global des données d’exploi-tation pour qualifier la filière et connaître sa productibilité. THEMIS devait être une vitrine du savoir-faire français en vue du marché des régions arides et semi-arides.

L e s s p é c i f i c i t é s d u p r o t o -t y p e é t a i e n t l e s s u i v a n t e s : • le choix du fluide caloporteur, un mélange de sels fondus HITEC (53% KNO3, 40% NaNO2, 7% NaNO3), qui permettait un stockage thermique de l’énergie mais qui présentait des risques technologiques liés à la solidification du sel à 140°C. • un récepteur solaire à cavité, échan-geur à rayonnement de grande taille ; • un stockage thermique des sels fondus répartis en deux bacs, res-pectivement à 250°C et 450°C, qui assuraient l’indépendance entre le récepteur et la production d’électricité. D’autres dispositions étaient aussi expé-rimentales : source froide par aérocon-denseur sec à tirage naturel, dispositif auxiliaire de production de chaleur par capteurs solaires paraboliques, contrôle commande informatisé.

Les performances

En tant que prototype expérimental, Thémis a subi des arrêts consécutifs à des mises au point ou à des avaries : sur trois ans, Thémis a été arrêtée plus d’un an et n’a jamais fonctionné pendant l’été. Les procédures d’exploitation, expérimentales, n’ont pas permis un fonctionnement pour lequel les consommations auxiliaires aient été minimisées. La simulation a permis de caractériser la production annuelle qui aurait pu être atteinte à Thémis si la mise au point avait été menée à son terme : 787 MWh/an. Le rendement annuel net de 4% était décevant.

Le comportement des matériels

Les incidents ont surtout été occasionnés par le matériel conventionnel (mise au point des automates, avarie du transfor-mateur et de l’alternateur par défaut des protections). Les composants solaires (héliostats, récepteurs) se sont bien com-portés. Le circuit primaire (boucle à sels fondus) a posé des difficultés au niveau du système de préchauffage des tuyaute-ries, nécessaire pour éviter la solidification du sel et la formation des bouchons. Les circuits, assez complexes, ont été la source de pertes thermiques importantes. Les auxiliaires ont eu une trop forte consom-

mation, Thémis étant dimensionnée pour des conditions nominales fixées (ensoleille-ment du 21 mars à midi) pour lesquelles les consommations auxiliaires sont secon-daires.

Les enseignements

Thémis était une centrale trop petite pour atteindre une production notable. La taille du pilote devait être suffisante pour démontrer la faisabilité et étudier les lois physiques nécessaires à la concep-tion mais ne pouvait être représentative d’une centrale industrielle. Le problème de Thémis était peut-être tout simplement d’être considérée comme une centrale à part entière du parc d’EDF alors que ce n’était qu’un prototype. Une approche consistant à ne produire d’abord que de la vapeur afin d’optimiser peu à peu le système aurait permis de se concentrer sur les enjeux scientifiques de l’expéri-mentation et de lever les verrous avant de passer à une réalisation industrielle.

Robert SOLER, chercheur senior

Un stockage tampon est un stockage de court terme d’une durée au plus égale à une heure de fonctionnement à pleine charge. Il permet d’atténuer voire de supprimer l’in-termittence de la production liée à des passages nuageux de courte durée. Dans une centrale thermosolaire, la turbine ne peut fonctionner à pleine charge que lorsque le généra-teur de vapeur reçoit une quantité suffisante d’énergie sans interruption. En l’absence d’un système de stockage, lorsque l’éclairement direct fluctue il peut devenir nécessaire de fonc-tionner à charge partielle et en mode transitoire voire d’arrêter la turbine si le front nuageux persiste. De nombreux cycles d’arrêt et de démarrage peuvent réduire la durée de vie de la turbine tandis que le fonctionnement à charge partielle peut dégrader le rendement de manière significative et donc la production de la centrale. L’utilisation d’un stockage ther-mique tampon peut ainsi aider à minimiser les arrêts et les fonctionnements à charge partielle de la turbine. Certaines centrales, en particulier celles à focalisation linéaire, bénéfi-cient d’une inertie thermique intrinsèque d’une demi-heure liée à la masse de fluide caloporteur à haute température en circulation dans le récepteur. D’autres types de centrales demandent en revanche l’adjonction d’un système de stoc-kage séparé. D’autres options utilisées dans les centrales à collecteurs cylindro-paraboliques de type SEGS permettent également de constituer un stockage tampon : le surdimen-sionnement des caloducs et l’adjonction d’une petite cuve d’huile thermique placée entre la sortie de champ solaire et l’entrée des échangeurs de chaleur du générateur de vapeur.

Un stockage thermique de plusieurs heures peut aussi être utilisé pour étendre la durée de fonctionnement de la centrale et donc accroître le facteur de charge (*) en béné-ficiant d’un meilleur rendement du bloc de puissance ainsi que d’un meilleur retour sur l’investissement relatif à l’ensemble turbine-alternateur.

Dans le cas d’une extension de la durée de fonctionne-ment, l’ajout d’un système de stockage s’accompagne de l’accroissement de la surface du collecteur afin de produire un excédent d’énergie thermique qui puisse être stocké pour un usage ultérieur. L’excédent d’énergie thermique produite par le champ solaire peut être stocké pendant les heures d’ensoleillement et être utilisé plus tard dans la journée lorsque l’éclairement diminue pour étendre la période de production et contribuer à l’effacement de la pointe journalière.

Un stockage thermique de long terme (LT) peut aussi être utilisé pour découpler la production d’électricité de la période d’éclairement. C’est important quand la pointe de consommation ne coïncide pas avec les heures d’éclaire-ment maximal. Elle permet dans ce cas de mieux répondre à la courbe de charge et de contribuer à l’effacement de la pointe journalière en décalant la période de production. La production décalée consiste à stocker toute l’énergie thermique provenant du collecteur en début de journée et à ne démarrer la centrale que quelques heures plus tard. Le champ solaire a la même taille que celui d’une centrale thermosolaire de même capacité sans stockage. Avec un stockage thermique de LT, les centrales thermosolaires four-nissent une électricité ferme et dispatchable et peuvent être utilisées en semi-base voire en pointe et substituer les des moyens de production souvent coûteux et émetteurs de gaz à effet de serre.

* Le facteur de charge est le rapport entre l’énergie électrique effectivement produite par une installation sur une année et l’énergie qu’elle aurait produite si elle avait fonctionné à sa puis-sance maximale durant la même période.

LA VALEUR DU STOCKAGE THERMIQUE

L’énergie stockée dans une centrale thermosolaire peut être utilisée de plusieurs façons selon le profil de production souhaité. On distingue ainsi trois stratégies principales d’utilisation du stockage : le stockage tampon, l’extension de la période de production et le déplacement de la période de production.

2/2dévoiléeune technologie

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