Sommaire
Introduction générale 4
Chapitre I Etat de l'Art 6
I.1. Solaire thermodynamique 7
I.1.1. Les aspects techniques 7
I.1.2. Les centrales solaires à concentration 9
I.1.2.1. Technologie 11
I.1.2.2. Comparaison des indicateurs
les plus utilisés pour les centrales solaires à Concentration
12
I.1.2.2.1. Evaluation des coûts 12
I.1.2.2.2. Comparaisons 13
a) Coût unitaire moyen 13
b) Propriétés 15
c) Coefficient de rendement annuel 15
I.2. Centrale cylindro-parabolique 16
I.2.1. Principe de fonctionnement d'un réflecteur
cylindro-parabolique 16
I.2.2. Description d'une centrale cylindro-parabolique 17
I.2.2.1. Le champ solaire 17
I.2.2.1.1. Les configurations du champ solaire 18
a) Installation à retour direct : 18
b) Installation à retour indirect 19
c) Installation à alimentation centralisée 19
I.2.2.1.2. Le collecteur 19
I.2.2.1.3. Le tube absorbeur 20
I.2.2.2. Stockage thermique 21
I.2.2.2.1. Systèmes de stockage 21
I.2.2.2.2. Classification 22
I.2.2.3. Les systèmes de génération de
puissance 23
I.2.2.3.1. Principe 23
I.2.2.3.2. Procédé 23
I.2.2.3.3. Cycle de Rankine 23
Chapitre II Modélisations et simulations 25
II.1. Présentation de TRNSYS 26
1
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II.2. Modélisation et simulation de la centrale SEGS
VI 27
II.3. Description de la centrale SEGS VI 27
II.4. Modélisation et simulation des différents
sous-systèmes de la centrale SEGS VI 33
II.4.1. Le champ solaire cylindro-parabolique 33
II.4.1.1. Modélisation 33
II.4.1.2. Configuration 34
II.4.1.3. Résultat 35
II.4.2. Système de génération de vapeur
36
II.4.2.1. Modélisations 37
II.4.2.1.1. Modélisation du composant « Eco_SH
(Type 315) » 37
II.4.2.1.2. Modélisation du composant « Evaporator
(Type 316) » 37
II.4.2.1.3. Calcul intermédiaire pour le composant
« Eco_SH (Type 315) » 38
II.4.2.1.4. Configuration 38
II.4.2.1.5. Résultat 39
II.4.3. Resurchauffeur 40
II.4.3.1. Modélisation 40
II.4.3.2. Configuration 41
II.4.3.3. Résultat 41
II.4.4. La turbine à haute pression 42
II.4.4.1. Modélisation du composant « Turbine
stage (Type 318)» 42
II.4.4.2. Configuration 42
II.4.4.3. Résultat 43
II.4.5. La turbine à basse pression 44
II.4.5.1. Modélisation 44
II.4.5.2. Configuration 44
II.4.5.3. Résultat 46
II.4.6. Le condenseur 46
II.4.6.1. Modélisation 47
II.4.6.2. Configuration 48
II.4.6.3. Résultat 48
II.4.7. Le dégazeur 49
II.4.7.1. Modélisation 49
II.4.7.2. Configuration 50
II.4.7.3. Résultat 50
2
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II.4.8. Le système de préchauffage d'eau
à haute pression 51
II.4.8.1. Modélisation 51
II.4.8.2. Configuration 52
II.4.8.3. Résultat 53
II.4.9. Le système de préchauffage d'eau
à basse pression 54
II.4.9.1. Configuration 54
II.4.9.2. Résultat 55
II.4.10. La turbine à gaz 56
II.4.10.1. Modélisation 57
II.4.10.2. Configuration 59
II.4.10.3. Résultat 60
II.4.11. Réservoir de stockage 61
II.4.11.1. Modélisation 62
II.4.11.2. Configuration 62
II.4.11.3. Résultat 62
Résultats et discussions 64
Conclusion générale 76
3
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Introduction générale
Face aux énergies tirées de combustibles
fossiles qui tendent à se raréfier, il existe des énergies
nouvelles fournies par le soleil, le vent, les chutes d'eau, les marées,
la chaleur de la terre ou la croissance des végétaux: ce sont les
énergies renouvelables. Parmi elles, on recense le solaire
photovoltaïque et thermique, l'éolien,
l'hydroélectricité, la biomasse et la géothermie.
Une énergie est dite renouvelable lorsqu'elle est
produite à partir de ressources inépuisables. Depuis longtemps,
on a exploité des énergies fossiles ou « énergies
stock » : le pétrole, le charbon, le gaz, l'uranium principalement.
On les oppose aux nouvelles énergies appelées aussi «
énergies flux » renouvelables et non polluantes
[1].
Les énergies renouvelables doivent être capables
de satisfaire les demandes en énergies, quel que soit leur forme:
mécanique, électrique, chimique ou thermique. Heureusement,
l'énergie existe sous différentes formes dans la nature. On peut
capter la force du vent ou les rayons du soleil, directs ou diffus. On peut
utiliser la biomasse générée par la photosynthèse,
la chaleur de la terre (géothermie) ou même l'énergie des
océans sous diverses formes, par les vagues ou les marées, la
chaleur qu'ils emmagasinent ou même les différences de
salinités entre les eaux.
Toutefois, si certaines énergies comme
l'hydroélectricité et la biomasse sont des technologies matures
et déjà largement employées, d'autres, disposent d'un
potentiel énorme et ne sont que peu utilisées actuellement. En
particulier l'énergie solaire, dont la ressource terrestre annuelle est
des milliers de fois supérieure à la consommation
énergétique humaine, n'est mise en place à grande
échelle que depuis quelques années. L'énergie
éolienne, intéressante également car facile à
récupérer et fortement concentrée par endroit est
également peu mise à profit. Une raison majeure qui empêche
l'utilisation plus massive de ces énergies dans le mix
énergétique global est leur grande variabilité,
dépendant de facteurs météorologiques difficilement
prévisibles, induisant une production intermittente et difficilement
acceptable par les réseaux électriques d'aujourd'hui
[2].
Les dernières années ont vu l'émergence
d'une nouvelle technologie d'exploitation de l'énergie solaire par voie
thermodynamique.
Dans ce travail nous présentons cette technologie. Nous
décrivons d'une manière assez exhaustive le fonctionnement d'une
centrale cylindro-parabolique puis nous procédons à la simulation
d'une telle centrale sur TRNSYS en développant un modèle
numérique de la
4
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centrale SEGS VI sur ce logiciel afin de prédire les
performances de cette centrale sous les conditions
météorologiques de notre pays. Enfin nous essayons d'analyser et
de discuter ces résultats pour mettre en relief l'apport thermodynamique
qu'offre ce genre de centrale une fois implanté en Tunisie.
Nous présentons ce travail en trois chapitres. Dans le
premier nous présentons l'état de l'art du solaire
thermodynamique pour le définir et présenter les quatre
principales technologies de collecte et de concentration du flux solaire.
Ensuite nous présentons brièvement les centrales solaires
à concentration. Et comme ce travail est dédié à la
simulation d'une centrale cylindro-parabolique nous insistons sur cette
filière en présentant d'une manière assez
détaillé ses trois principaux composants à savoir le champ
solaire, le système de stockage et le système de
génération de puissance.
Le deuxième chapitre a été
consacré à la simulation et la modélisation de la centrale
SEGS VI sur TRNSYS. Nous présentons la centrale SEGS VI, modèle
de la simulation, ainsi que TRNSYS, environnement de modélisation
numérique, pour aboutir dans une première étape à
l'interface « utilisateur » TRNSYS avec le modèle SEGS VI
(Figure II.4), modèle de base de la simulation. Puis nous
présentons dans ce chapitre la modélisation et la simulation des
différents sous-systèmes de la centrale pour recenser pour chaque
sous ensemble les composants de la bibliothèque STEC de TRNSYS qui ont
oeuvré dans la modélisation du sous-ensemble. Ensuite nous
précisons pour chaque type de composant sa modélisation en
énumérant les bilans énergétique qui ont
été utilisées et éventuellement les calculs
intermédiaires. Enfin la configuration des paramètres et des
entrées du composant sont étudié pour qu'il fonctionne
d'une manière similaire à la SEGS VI. Le résultat relatif
au sous ensemble est discuté.
Les résultats relatifs à la simulation de la
centrale SEGS VI sous les conditions météorologique de la Tunisie
sont présentés et discutés au chapitre 3.
Le travail ainsi présenté est clôturé
par une conclusion générale.
5
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Chapitre I Etat de l'Art
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6
Ce chapitre présente un état de l'art du solaire
thermodynamique.
I.1. Solaire thermodynamique
On désigne par «solaire thermodynamique»
l'ensemble des techniques qui visent à transformer l'énergie
rayonnée par le soleil en chaleur à température
élevée, puis celle-ci en énergie mécanique (et
électrique) à travers un cycle thermodynamique. Ces techniques
sont encore, pour l'essentiel, dans un état expérimental
[3].
Les systèmes thermodynamiques ou
hélio-thermodynamiques du grec (hélios = soleil) produisent de
l'électricité en concentrant le rayonnement (ou flux) solaire
à l'aide de miroirs ou de réflecteurs. La température
très élevée obtenue permet de chauffer un fluide et de
produire de la chaleur qui sera transformée en énergie
mécanique puis électrique, en général par
l'intermédiaire de deux fluides: un fluide caloporteur et un fluide
thermodynamique. Le fluide caloporteur (HTF), aussi appelé fluide de
transfert ou fluide intermédiaire, est chargé de transporter la
chaleur. Le fluide thermodynamique, aussi appelé fluide de travail,
permet quant à lui d'actionner et d'entraîner les machines
(turbines et générateurs d'électricité, moteurs,
etc...). Il est à noter que certaines solutions utilisent le fluide
caloporteur comme fluide thermodynamique. Le choix du fluide caloporteur
dépend de la concentration du flux solaire (autrement dit de la
température atteinte) et de la solution de stockage thermique
utilisée.
I.1.1. Les aspects techniques
Nous allons ici passer en revue la signification et les
potentialités de ces différentes voies. Toutes sont avant tout
à la recherche du rendement. En principe, celui-ci augmente avec la
température haute du cycle (c'est à dire avec la
température de travail du récepteur solaire), mais la
réalité n'est pas si simple [3].
On distingue trois étapes successives, décrites
dans la figure I.2 pour la transformation du rayonnement solaire en
électricité et/ou chaleur
? La collecte du flux solaire par des miroirs (ou
réflecteurs) et sa concentration sur un récepteur pour chauffer
un fluide (1.)
? La production de chaleur à haute température
(sous la forme de vapeur d'eau ou d'un autre fluide) (2.)
? La conversion de la chaleur en électricité et
la production concomitante de la chaleur basse température (3.)
[4].
7
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Figure I.1: Eléments clés du
processus de transformation de la chaleur du soleil en
électricité par voie
thermodynamique
Seul le rayonnement direct du soleil permet d'obtenir des
températures exploitables pour produire de l'électricité,
le rayonnement diffus ne pouvant pas être focalisé. Une centrale
solaire ne peut donc fonctionner que par ciels clairs et secs, conditions
remplies dans les zones arides de notre planète.
Les quatre principales technologies de collecte et de
concentration du flux solaire sont décrites dans le tableau I.1.
Tableau I.1: Les quatre principales
technologies de collecte et de concentration du flux solaire
8
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Les miroirs réflecteurs, fixes ou mobiles, et le
récepteur, linéaire ou ponctuel, permettent de concentrer plus ou
moins le flux solaire [4].
Comme ce travail est dédié à
l'étude d'une centrale cylindro-parabolique nous présenterons
brièvement dans le paragraphe qui suit les centrales solaires à
concentration puis nous consacrerons le reste de cet état de l'art au
centrale cylindro-parabolique.
I.1.2. Les centrales solaires à concentration
Les centrales solaires offrent une technologie relativement
récente, possédant un important potentiel de
développement. Elles offrent une opportunité aux pays
ensoleillés comparable à celle des fermes éoliennes pour
les pays côtiers.
Les endroits les plus prometteurs pour l'implantation de ces
technologies sont ceux du sud-ouest des États Unis, l'Amérique du
Sud, une grande partie de l'Afrique, les pays méditerranéens et
du Moyen Orient, les plaines désertiques d'Inde et du Pakistan, la
Chine, l'Australie, etc...comme l'indique la figure I.2
[6].
Figure I.2: irradiation solaire moyenne
Les centrales solaires utilisent le rayonnement solaire pour
produire de l'électricité. Il existe différents types de
centrales solaires mais toutes sont basées sur le même principe
:
Elles concentrent les rayons du soleil pour chauffer à
très haute température un liquide particulier non vaporisable
comme l'illustre la figure I.3.
9
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Figure I.3:Schéma global du solaire
thermodynamique
Ce liquide chauffe à son tour l'eau d'une
chaudière à vapeur, l'air d'une turbine à gaz simple ou
d'un cycle combiné ou aussi l'air d'un moteur Stirling. Ces
éléments peuvent être associés à un
alternateur pour produire de l'électricité. La vapeur d'eau est
alors condensée (retourne à l'état liquide) grâce
à une tour de refroidissement [6].
Figure I.4: Schéma de principe d'une
centrale solaire
La figure I.4 donne le schéma de principe d'une
centrale solaire associée à une turbine à vapeur.
L'inconvénient des centrales solaires est qu'elles ne peuvent pas
produire d'électricité la nuit. Pour pallier à ce
problème, deux solutions sont possibles :
? soit on stocke durant le jour une partie de la chaleur
apportée par le fluide non vaporisable dans un accumulateur (cette
chaleur sera libérée durant la nuit et
10
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exploitée pour produire de
l'électricité). Les matériaux à changement de phase
ou les sels fondus sont les plus employés pour ce stockage.
? soit on utilise des combustibles comme le gaz naturel par
exemple pour chauffer le liquide non vaporisable. Pour cela, on installe dans
la centrale une chaudière à gaz qui prend le relais des miroirs
la nuit et qui s'arrête au matin [6].
I.1.2.1. Technologie
Il existe une variété de technologies. Le choix
d'un système de conversion thermodynamique de la chaleur en
électricité dépend de la température du fluide
caloporteur à l'entrée du système de conversion. Le
tableau I.2 donne une idée sur ces variétés.
Tableau I.2 : Variété de
technologies selon les températures des fluides caloporteurs
Parmi les fluides les plus courants, on distingue :
11
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· Les sels fondus (pour des
températures supérieures à 500 °C). Ces
mélanges de nitrate (ou nitrite) de sodium/potassium sont de bons
fluides de stockage thermique dans tous les types de centrales dont la
température de sortie du fluide caloporteur est supérieure
à 350 °C. Ils peuvent aussi être utilisés comme
fluides caloporteurs dans les centrales à tour ;
· Les huiles thermiques sont
utilisées principalement dans les centrales à réflecteurs
cylindro-paraboliques comme fluide caloporteur (température d'environ
400 °C). La chaleur est récupérée au cours d'un cycle
de Rankine ;
· Les fluides organiques (butane,
propane, fluorinol, etc...) ont une température d'évaporation
relativement basse. Ils sont utilisés comme fluide thermodynamique
à basse température dans les cycles de Rankine organique ;
· L'eau et la vapeur d'eau sont
utilisées soit comme fluide thermodynamique soit comme fluide
caloporteur et thermodynamique pour la génération directe de
vapeur ;
· Les gaz (hydrogène,
hélium) sont utilisés comme fluides thermodynamiques pour
entraîner un moteur thermique Stirling placé au foyer d'un disque
parabolique;
· L'air est utilisé
classiquement comme fluide thermodynamique dans les turbines à gaz, il
peut aussi être utilisé comme fluide caloporteur seulement
[4].
La gamme de puissance électrique que ces technologies
permettent de couvrir va de 500 kilowatts électriques (kWe) à 500
mégawatts électriques (MWe), soit un facteur 1000.
I.1.2.2. Comparaison des indicateurs les plus
utilisés pour les centrales solaires à Concentration
I.1.2.2.1. Evaluation des coûts
L'efficacité économique reste un critère
capital dans l'évaluation de la crédibilité d'une
filière de production électrique à grande échelle.
Afin de comparer les coûts de génération de
l'électricité entre eux et pour chaque technique de production,
plusieurs facteurs doivent être pris en compte:
- Le coût d'investissement ;
- Le coût d'opération et de maintenance ;
- Les coûts liés à l'utilisation de
l'énergie primaire.
L'indicateur le plus utilisé pour les centrales
solaires et dans beaucoup d'autres systèmes est le coût unitaire
moyen ; communément appelée méthode LEC (de l'anglais
« Levelized Eletricity Cost. »)
12
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Il est défini comme le rapport du coût moyen annuel
actualisé des investissements sur la production d'énergie
électrique annuelle nette. Il est calculé de la manière
suivante:
(I.1)
Avec :
(I.2)
Ki est le coût total de l'investissement (liés
à l'achat des équipements de la centrale et à sa
construction).
Km est le coût d'exploitation et d'entretien
(maintenance) ; Kc est le coût des ressources de combustible
(carburant) ; Ee est la production d'énergie
électrique annuelle nette ; ka est l'assurance annuelle ( 1%)
;
kt est le taux d'intérêt ( 8%) ;
n est la période de remboursement en années ( 30
ans) [5].
I.1.2.2.2. Comparaisons
a) Coût unitaire moyen
Les valeurs indiquées sont celles utilisées par
la banque mondiale dans son rapport publié en 2009.
Le graphique de la figure I.5 donne, à titre indicatif,
le LEC en $cts/kWh calculé pour différentes technologies de
production d'électricité pour un site fictif situé en
Californie (USA) [5].
13
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Figure I.5 LEC en $cts/kWh calculé pour
différentes technologies de production d'électricité
On constate que l'électricité provenant des
centrales solaires est bien moins coûteuse que celle produite par
panneaux photovoltaïques. Parmi les différentes technologies de
concentration solaire, on remarque que les capteurs paraboliques produisent
l'électricité à un coût supérieur par rapport
aux deux autres techniques.
Les coûts peuvent être réduits drastiquement
par la production à grande échelle [5].
Le tableau I.3 récapitule la répartition des
coûts entre les différents composants, LEC solaire 2005 pour les
différentes filières étudiées dans ECOSTAR
14
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Tableau I.3
Répartition des coûts entre composants, LEC solaire 2005
pour les différentes filières étudiées dans ECOSTAR
(entre parenthèse pour les coûts hybrides)
* pour les centrales de référence de 50 MWel
environ composées de plusieurs modules existants.
b) Propriétés
Le tableau I.2 donne les principales propriétés
pour 2 filières de production d'électricité
par voie solaire concentrée.
Tableau 1.4: Propriétés des 2
filières de production d'électricité par voie solaire
concentrée
(État de l'art en 2007)
c) Coefficient de rendement annuel
Le coefficient de rendement d'une centrale électrique
est égal au rapport de l'énergie générée
effectivement dans une période donnée avec l'énergie qui
pourrait être générée si cette centrale fonctionnait
à plein rendement en permanence ; on calcule ce coefficient de rendement
avec l'équation suivante :
(I.3)
15
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Les coefficients de rendement annuel atteints par les
centrales solaire à concentration sont indiqués dans le tableau
I.5 ci-dessous. Toutes les technologies peuvent atteindre des coefficients de
rendement beaucoup plus élevés si elles intègrent le
stockage thermique. L'intégration du stockage thermique permet une
utilisation plus efficace de l'énergie solaire du champ de capteurs, et
rend également possible la génération
d'électricité pendant la nuit. Ceci a le potentiel d'augmenter le
coefficient de rendement de 75%.
|
Technologie
|
Facteur de capacité
|
|
Cylindro-parabolique sans stockage
|
25%
|
|
Cylindro-parabolique avec stockage
|
Plus de 40%
|
|
Tour solaire
|
Autour de 25%
|
|
Réflecteur à miroirs de Fresnel
linéaires
|
Autour de 17%
|
|
Capteur
|
50%
|
Tableau I.5 : coefficients de rendement pour
les quatre principales technologies solaire à concentration.
I.2. Centrale cylindro-parabolique
I.2.1. Principe de fonctionnement d'un réflecteur
cylindro-parabolique
|
Une centrale cylindro-parabolique est
composé d'un réflecteur parabolique (miroir),
d'une structure métallique, d'un tube récepteur et du
système de poursuite solaire comme indique la figure I.6.
La technologie des capteurs cylindro-paraboliques est
actuellement la plus éprouvée des techniques de concentration
solaire.
|
|
Figure I.6 : réflecteur
cylindro-parabolique
|
Des nombreuses installations ont déjà
été testées et commercialisées, dont certaines dans
les années 80.
Aussi appelés concentrateurs linéaires à
auges, ces miroirs de section parabolique concentrent les rayons du soleil vers
une ligne focale. Le récepteur est un tube placé sur ce foyer
linéaire, au-dessus de l'auge, et dans lequel circule un fluide
caloporteur. La concentration maximale de ce capteur est Cmax= 215
et le rendement maximal est çmax= 50 % [7].
16
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Le rôle du mécanisme de poursuite est d'adapter
l'inclinaison du capteur de manière à ce que la radiation solaire
incidente soit toujours perpendiculaire au réflecteur.
L'énergie thermique reçue au collecteur est
absorbée par un tuyau métallique à l'intérieur d'un
tube en verre sous vide. Le fluide (huile synthétique par exemple) qui
circule à l'intérieur du tuyau (tube), est chauffé
à une température supérieure à 400°C. Ce
fluide est ensuite pompé à travers des échangeurs
conventionnels afin de produire de la vapeur d'eau à hautes
températures et pressions. La vapeur produite est ensuite
intégrée dans un cycle thermodynamique générant de
l'énergie électrique au moyen d'un (ou de plusieurs) alternateur
couplé à une (ou à plusieurs) turbine à vapeur
[8].
I.2.2. Description d'une centrale cylindro-parabolique
L'installation typique est formée de trois
éléments principaux : le champ solaire, le système de
stockage et le système de génération électrique
comme l'illustre la figure I.7.
Figure I.7 : schéma d'une installation de centrale
solaire cylindro-parabolique
I.2.2.1. Le champ solaire
Le champ solaire est la partie réceptrice de
l'installation : la radiation solaire y est transformée en
énergie thermique. Les collecteurs sont connectés en série
pour former des longues files qui à leur tour sont connectées en
parallèle. La taille du champ solaire dépend de la puissance
désirée et de la température du fluide caloporteur en
sortie [8].
17
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Figure I.8 : Exemple de champ solaire
Le concentrateur cylindro-parabolique est orienté vers
l'Est dès le lever du soleil. Les collecteurs sont alignés dans
la direction nord-sud, et disposent d'un système mono axial de poursuite
du soleil dans la direction est-ouest. Cette poursuite solaire sera
assurée grâce à un vérin électrique
commandé. Un senseur permet de contrôler la position du soleil par
rapport aux rangées de collecteurs. Cette information est transmise au
système de contrôle central qui ajuste l'angle d'inclinaison en
fonction [8].
I.2.2.1.1. Les configurations du champ solaire
Le champ solaire peut avoir plusieurs configurations en
fonction de la manière dont il est alimenté en fluide
caloporteur. Dans tous les cas, la tuyauterie de sortie est la plus courte
possible pour minimiser les pertes à l'ambiance [8].
Figure I.9 : Les différentes
configurations de champs solaires
a) Installation à retour direct :
C'est la configuration la plus simple et celle qui est la plus
utilisée. Son inconvénient principal est le
déséquilibre entre les pressions à l'entrée et
à la sortie de chaque rangée de collecteurs. En effet, la
distance parcourue par le fluide passant dans la dernière rangée
est plus courte que celle parcourue par le fluide de la première
rangée. Les pertes de charge sont
18
PFE BOUASSIDA Bulel
donc plus ou moins importantes et le débit n'est pas
identique pour chaque rangée de collecteurs. Des vannes ajustant la
perte de charge doivent alors être installées sur chaque
rangée de collecteurs.
b) Installation à retour indirect
Les pertes de charge sont équilibrées pour chaque
rangée en effectuant une boucle à l'entrée du champ
solaire. La longueur totale de tuyauterie est légèrement
augmentée, ainsi que les pertes à l'ambiance.
c) Installation à alimentation
centralisée
Le but de ce type d'installation est de minimiser la longueur
totale de tuyauterie. Comme pour l'installation à retour direct, des
vannes d'ajustement de la perte de charge sont nécessaires sur chaque
rangée de capteurs.
I.2.2.1.2. Le collecteur
Le collecteur est le composant de base du champ solaire. Il est
composé d'un réflecteur parabolique (miroir), d'une structure
métallique, d'un tube récepteur et du système de poursuite
solaire.
Les miroirs sont composés de verre pauvre en fer, dont la
transmissivité atteint 98%. 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.
Le facteur de concentration pour un capteur cylindro-parabolique
est approximativement de 80.
19
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Figure I.10: Vue schématique d'un
collecteur cylindro-parabolique
Le rôle du mécanisme de poursuite est d'adapter
l'inclinaison du capteur de manière à ce que la radiation solaire
incidente soit toujours perpendiculaire au réflecteur. De cette
manière, la radiation est réfléchie au foyer de la
parabole et concentrée sur un tube récepteur dans lequel circule
le fluide caloporteur.
La structure métallique doit être suffisamment
solide pour résister aux importantes contraintes mécaniques
liées au vent. Elle doit de plus être munie
d'extrémités assurant la compatibilité entre les
dilatations thermiques inégales de l'acier et du verre
[8].
I.2.2.1.3. Le tube absorbeur
Le tube collecteur doit avoir les caractéristiques
suivantes :
? Une bonne absorption du rayonnement : son coefficient
d'absorption doit être aussi élevé que possible afin
d'éviter toute réflexion du rayonnement incident.
? Des pertes thermiques limitées : La
température du tube dépassant généralement
400°C, les pertes par échanges convectifs et radiatifs sont
très importantes. Afin de les limiter, le tube est entouré d'une
enveloppe de verre sous vide [8].
20
PFE BOUASSIDA Bulel
Figure I.11: Tube collecteur
I.2.2.2. Stockage thermique
Le fonctionnement des systèmes solaires de production
d'électricité est fortement contraint par les intermittences de
la ressource. Pour y remédier, certaines centrales thermodynamiques
utilisent le stockage thermique. Ce stockage ne permet que rarement de
réduire les coûts mais augmente considérablement la valeur
de l'électricité produite en lissant la production de la
centrale. Le stockage permet d'accroître la durée de
fonctionnement (facteur de capacité) des centrales par rapport aux
heures d'ensoleillement disponibles, qui passe typiquement de 20% sans stockage
à 30-50% avec stockage. Il s'agit de stocker et de restituer
l'énergie thermique à la puissance requise et à
température élevée.
La capacité de stockage s'exprime souvent en heures de
production à pleine charge en l'absence de rayonnement solaire
[12].
I.2.2.2.1. Systèmes de stockage
On distingue les systèmes de stockage suivants : ?
Systèmes basés sur la chaleur sensible
Les systèmes basés sur la chaleur sensible dans
un milieu liquide (huile ou sels), ou gazeux (vapeur) sont aujourd'hui assez
bien maîtrisés. Pour ces technologies, le rendement est
supérieur à 95% et le coût modéré (10
à 30 €/kWhth). Cependant cette technique de stockage
impose une variation en température du matériau
utilisé entre la charge et la décharge du stockage, qui perturbe
la stabilité en pression/température de la boucle vapeur. Par
ailleurs le stockage de chaleur sensible dans une centrale à capteur
cylindro parabolique est
21
PFE BOUASSIDA Bulel
problématique car la faible différence de
température entre l'entrée et la sortie du champ (environ
100°C) impose des volumes de stockage (et donc des coûts) bien
supérieurs à ceux des centrales à tour à
capacité équivalente.
? Systèmes basés sur la chaleur
latente
Le stockage de chaleur latente présente deux
intérêts majeurs : les phases de stockage et de restitution se
font à température constante imposée par le
matériau utilisé, et les capacités volumiques de stockage
sont plus importantes que dans le cas de la chaleur sensible. Si le changement
de phase liquide-vapeur présente les plus fortes capacités, le
volume excessif de vapeur produite favorise le changement d'état
liquide-solide. Néanmoins cette approche est encore au stade
expérimental et nécessite encore des travaux
complémentaires.
? Systèmes basés sur Le stockage par cycle
thermochimique
Dans le cadre de ce travail nous nous limiterons à
rappeler que ce stockage met en oeuvre le stockage de l'énergie dans la
chaleur de réaction de procédés chimiques
réversibles. Sa faisabilité a été
démontrée dans le cadre du projet européen SOLZINC
(2001-2005) concernant la carbo-réduction solaire du ZnO pour la
production d'hydrogène [12].
I.2.2.2.2. Classification
Suivant la capacité voulue et la technologie de la
centrale, les différents types de stockages thermiques sont
classés en :
? stockage découplé
Le stockage découplé, dans deux bacs, pour
lequel le fluide caloporteur est aussi fluide de stockage (stockage direct),
est une solution éprouvée pour les centrales à caloporteur
sels fondus (THEMIS, Solar Two). Il s'agit même du premier mode de
stockage testé sur les centrales solaires. En effet, la
nécessité d'avoir un fluide de transfert entre le système
de concentration/conversion de la source solaire et le système de
production d'électricité a rapidement conduit à la
combinaison des fonctions de transfert et de stockage de ce même fluide.
Il peut aussi être envisagé en stockage tampon (capacité
très faible) pour les installations DSG sous la forme d'un accumulateur
de vapeur.
? stockage en parallèle
Le stockage en parallèle peut être
by-passé. Constitué de deux bacs, c'est une solution classique
pour les centrales à caloporteur huile (Andasol). Constitué d'un
seul bac, il peut
22
PFE BOUASSIDA Bulel
correspondre à un stockage de chaleur sensible
(à stratification) ou latente (par Matériaux à Changement
de Phase ou vapeur).
? stockage en série
Dans le stockage en série, la chaleur n'est
stockée qu'à un seul niveau de température en sortie de
récepteur, pour atténuer les variations de température du
caloporteur dans l'échangeur de chaleur. Dans le cas de la DSG il faut
prévoir un by-pass supplémentaire du GTA pour pouvoir le charger
hors production, sous peine de faire passer de l'eau liquide en entrée
de l'étage de détente.
? stockage intégré à
l'échangeur
Le stockage intégré à l'échangeur
pourrait être une option intéressante, même si la conception
d'un tel composant paraît complexe et la capacité de stockage
limitée [12].
I.2.2.3. Les systèmes de
génération de puissance
I.2.2.3.1. Principe
A partir de la production d'un fluide chaud (air, fluide
thermique, eau ou vapeur d'eau) en chaudière, la produc1on de force
motrice est réalisée par la détente de la vapeur dans une
turbine sur le principe thermodynamique du cycle de Rankine
[11]. On dispose alors dans le générateur de
vapeur de vapeur d'eau sous pression. Cette vapeur sous pression fait tourner
à grande vitesse une turbine qui entraîne elle-même un
alternateur qui produit une tension alternative sinusoïdale. À la
sortie de la turbine la vapeur est refroidie pour se transformer en eau, puis
renvoyée dans la chaudière.
Le refroidissement de la vapeur issue de la turbine est
confié à une réserve d'eau (cours d'eau) ou plus rarement
à une tour de refroidissement [13].
I.2.2.3.2. Procédé
La vapeur sous pression est injectée entre les pales de la
turbine à grande vitesse. L'impact de la vapeur sur les pales
crée le mouvement de rotation d'un axe de transmission de force motrice
[11].
I.2.2.3.3. Cycle de Rankine
Le système le plus couramment utilisé est le
traditionnel cycle de Rankine : la chaleur est transportée par l'huile
synthétique depuis les collecteurs jusqu'à la chaudière,
où l'eau est
23
PFE BOUASSIDA Bulel
évaporée. La vapeur est ensuite détendue
dans la turbine, condensée et comprimée puis renvoyée dans
l'évaporateur. Cependant, l'utilisation d'un cycle de Rankine
nécessite des températures élevées
(l'efficacité du cycle chute si la température de la vapeur
à l'entrée de la turbine est inférieure à 300
°C), et l'investissement requis pour la turbine est important. Le champ
solaire doit donc obligatoirement être de taille importante
[8].
Un cycle classique de Rankine élémentaire
comprend une pompe de circulation, une source de chaleur (des
générateurs de vapeur, foyers, etc.), une turbine pour la
conversion de l'énergie thermique en énergique cinétique
de rotation, et un condenseur comme source froide. La figure I.12 nous
présente un schéma de ce cycle de même que la
représentation correspondante dans le diagramme T-s
(température-entropie) [10].
Figure I.12: Schéma d'un cycle de
Rankine élémentaire
Conclusion
Dans ce chapitre nous avons présenté les quatre
principales nouvelles technologies d'exploitation de l'énergie solaire
par voie thermodynamique. Les centrales solaires à concentration ont
été exposées. Une comparaison entre les différentes
filières a été effectuée. Il en ressort de cette
comparaison que les centrales cylindro-parabolique sont les plus
intéressantes de point de vue modularité et rendement pour une
éventuelle implémentation dans notre pays.
24
PFE BOUASSIDA Bulel
Chapitre II Modélisations et simulations
25
PFE BOUASSIDA Bulel
Ce chapitre est consacré à la simulation et la
modélisation de la centrale SEGS VI. Solar
Energy Generating Systems
(SEGS) est la plus grande installation de production d'énergie solaire
au monde. Elle se compose de neuf centrales solaires dans le désert de
Mojave en Californie, où l'ensoleillement est l'un des meilleurs
disponibles aux États-Unis. SEGS I-II (44 MW) sont situés
à Daggett, SEGS III-VII (150 MW) sont installées à Kramer
Junction, et SEGS VIII-IX (160 MW) sont à Harper Lake.
Afin d'étudier et de suivre ce genre de système,
il est utile de disposer d'un outil de simulation. Comme il apparaît dans
la littérature, de nombreux modèles de centrale SEGS ont
été élaborés, mais ces modèles sont en
majorité destinés uniquement à des calculs de conception
ou d'études de contrôle. Pour cette raison, nous avons
développé un modèle de SEGS VI sous l'environnement
TRNSYS, ce qui nous a permis d'évaluer les performances de cette
centrale sous les conditions météorologiques de la Tunisie.
II.1. Présentation de TRNSYS
En 1975 à l'université de Wisconsin-Madison
(USA), un jeune physicien consacre sa thèse à un système
de simulation thermique. La programmation se faisait alors par cartes
perforées. C'était les balbutiements de l'informatique. 30 ans
plus tard, ce moteur développé dans un cadre universitaire a
donné naissance à « TRNSYS Simulation Studio »,
logiciel de simulation dynamique, progressivement devenu un outil de
référence au niveau mondial dans le domaine de la
prédiction du comportement dynamique des systèmes. C'est de cette
manière qu'au fil des 30 dernières années, de nombreuses
bibliothèques TRNSYS ont vu le jour : systèmes de chauffage et de
climatisation, géothermie, énergie solaire, éolienne et
photovoltaïque... TRNSYS ne permet pas seulement de simuler tous ces
phénomènes, mais surtout de créer des projets qui tiennent
compte de l'interaction de tous les sous-systèmes - et cela- heure par
heure ou minute par minute, selon les besoins de l'étude, pour n'importe
quel emplacement sur le globe terrestre [1].
26
PFE BOUASSIDA Bulel
II.2. Modélisation et simulation de la centrale
SEGS VI
« TRNSYS simulation environment» a été
sélectionné pour être utilisé dans la
modélisation de cette centrale cylindro-parabolique pour sa
modularité, sa flexibilité et sa facilité d'utilisation.
Commercialement, les codes de modélisation du cycle d'alimentation
disponibles ont une variété de composants standard. Les versions
récentes offrent même la possibilité de modéliser le
rendement annuel en utilisant en entrée les données d'un fichier
météo. La centrale SEGS VI a été choisie pour la
modélisation car elle a toujours été
caractérisée par la transparence de ses données
publiées.
L'utilisation d'outils logiciels accessibles au public et la
demande de plus en plus accentuée de précision ont
engendré une complexité accrue du comportement du modèle
aux étapes transitoires. La formulation de « pas régulier en
temps » associée à un pas de 5 minutes est suffisante pour
simuler le comportement de la centrale au cours des étapes transitoires
de l'étude.
Une bibliothèque « Solar Thermal Electric
Component» (STEC) de modèles de composants pouvant modéliser
à la foi le rendement du champ solaire et celui du cycle d'alimentation
a été créé par TRNSYS. Les modèles de
composants sont reliés entre eux pour former le système
désiré, ce qui permet une flexibilité dans la
modélisation des différentes configurations telles que centrales
100% solaire ou hybride. Les composants de la bibliothèque STEC sont
adaptés aux variables thermodynamiques tel que la température, la
pression, et l'enthalpie. Ce niveau élevé de modélisation
peut être utile dans de nombreux cas. Par exemple, la modélisation
d'un générateur de vapeur, gérant l'évaluation de
concept de stockage thermodynamique peut être analysée. Pour
évaluer la performance de ce concept, il doit être
étudié sur une base annuelle.
Bien que le rendement annuel du système puisse
être modélisé dans TRNSYS en utilisant les composants de sa
bibliothèque, il est également possible de créer des
modèles de composants moins complexes sur la base d'une simple
formulation de l'équilibre énergétique.
II.3. Description de la centrale SEGS VI
L'objectif du champ de collecteurs est de produire
l'électricité. Le système se compose d'un champ de
collecteurs cylindro-paraboliques reliés à un cycle de Rankine
à travers une série d'échangeurs de chaleurs. La figure
II.1 donne le schéma de principe du projet.
27
PFE BOUASSIDA Bulel
Le fluide caloporteur est chauffé en circulant dans les
absorbeurs des concentrateurs cylindro-paraboliques (champ solaire) et retourne
au cycle de puissance de type Rankine. La température moyenne et le
débit du fluide caloporteur changent selon les variations
météorologiques d'une heure à une autre durant
l'année (8760 heures). Ce fluide est pompé à partir de
réservoir de stockage avec un débit constant vers deux
systèmes d'échangeurs de chaleur. Le premier système est
constitué d'un économiseur, évaporateur et un surchauffeur
et l'autre est constitué d'un resurchauffeur.
Les échangeurs de chaleur sont de type à
contre-courant. Le fluide caloporteur (HTF) et l'eau de cycle de Rankine
circulent dans des directions opposées. Le fluide caloporteur entre dans
le surchauffeur à haute température avant de passer au
générateur de vapeur ou l'eau du cycle de puissance subit un
changement de phase de l'état liquide à l'état vapeur.
Ensuite, le fluide caloporteur passe à travers l'économiseur
où cède à l'eau qui est à l'état liquide
(appelé d'alimentation) son énergie. Le fluide caloporteur
refroidi sortant du système d'échangeurs est remis en circulation
à travers le champ solaire.
Il est à noter que la resurchauffe intermédiaire
du cycle de Rankine est assurée par le surchauffeur dont la sortie est
regroupée avec celle du l'économiseur.
Avant de retourner à l'économiseur pour
compléter le cycle l'eau d'alimentation à l'état liquide
sortant du condenseur passe à travers trois préchauffeurs
à basse pression, un dégazeur et puis à travers deux
préchauffeurs à haute pression.
Cette centrale obtient également une turbine à
haute pression à deux soutirages et une autre à basse pression
à quatre soutirages de vapeur qui va circuler dans les
préchauffeurs. Cette vapeur soutirée est utilisée pour
chauffer l'eau d'alimentation avant son entreé dans l'économiseur
pour augmenter l'efficacité du cycle. La vapeur sortante de la turbine
à basse pression est condensée dans un condenseur.
28
PFE BOUASSIDA Bulel
Figure II.1 schéma de principe de la
centrale SEGS VI.
PFE BOUASSIDA Bulel
29
La figure II.2 schématise le cycle de Rankine
correspondant où on peut lire différentes caractéristique
thermodynamique des points représentatifs du cycle dans le diagramme
(T,S).
Figure II.2: diagramme (T,S) de la centrale
La figure II.3 montre un schéma des flux entre les
différents composants de SEGS VI en précisant la
température, la pression, le débit, et l'enthalpie à
l'entrée et à la sortie de chaque composant.
30
PFE BOUASSIDA Bulel
36+.68 5 7.1
33..50 2$4.70
SCU'LR FIELD
36.50
|
103.60
|
19110
234 01
|
3.380
10.3.40
|
t033 0
250 00
|
|
|
3$.80
|
272 _5
|
|
|
|
|
47.96
12 60
|
49590
266.00
|
101.44
|
313 40
|
|
316.83 574.40
9.1 1 297,90
|
316.63 553.24 ais 53
16.70 301.40 12.20
|
783.80
376.60
|
354 58
1280
|
818.4E1
|
250 29070 38 00 13045A
33.61 741.40 100 021 371.00
2 90 1914.5
2050 1 213.00
3.580 672..5
11200 203.60
27100
16 58 20870 33.16 2710 d
13 56 248.70
2 25 30150
799 280.00
5.4.8 7601
|
086 179.30
|
3884 1 731.5
125.001 17140
3340 708.9
740 187.20
|
31.06 5326
740 126 70 3534 27100
33 16 3190.0
17.10 371 00
16,$5 '711.1170
1 70 I 440.7 2,14.
3416 0
1 21 1 $05 10 7.98 260.40
A 0. t6 3005 0
100 00 37190
3,93.0
05.11
10 $.71.04
1.752799.0
233 165.80
387 313 1
436 7474
|
1 I 1.7
1000 1 0472
r-- t 04
029
|
|
1.41 2624.3
096 9357
|
|
2570.0
92 17
|
0.29 58.49
|
4.41 221.5
014 52 97 0.30 3100.0
17.14 371.04
|
31 06 179 9
1471. 4287
|
IMIMEN
|
31,06 174 1 2665 234.&0
008 141 53 409 41.55
5 r Dgr, C 1119.3
11193
` 2550
Figure 11.3 schéma des flux entre les
différents composants de la centrale.
Dans une première étape de ce travail nous avons
commencé par reproduire l'installation sous l'environnement TRNSYS. La
figure II.4 montre l'interface « utilisateur » TRNSYS avec le
modèle SEGS VI. TRNSYS ne peut afficher qu'une partie du modèle
système en assignant, à différents niveaux des composants
définis par l'utilisateur de manière analogue à la
conception de logiciels assistée par ordinateur (CAO). Plusieurs
composants peuvent également être affectés d'une
icône unique appelé «macro» pour simplifier le graphique
affichage, comme dans les cas des turbines à haute et basse pression et
des préchauffeurs.
Figure II.4 l'interface « utilisateur
» TRNSYS avec le modèle SEGS VI
Les principaux composants de l'installation sont
détaillés dans ce qui suit.
32
PFE BOUASSIDA Bulel
II.4. Modélisation et simulation des
différents sous-systèmes de la centrale SEGS VI
II.4.1. Le champ solaire cylindro-parabolique
Le champ de capteurs cylindro-paraboliques est
modélisé par le composant « Trough (type 397) »
de la bibliothèque STEC de
«trnsys». Le modèle est basé sur des
mesures expérimentales réalisées sur le capteur LS-2. La
figure II.5 donne une idée sur le schéma de principe du champ
solaire.
Figure II.5 Schéma de principe du champ
solaire
II.4.1.1. Modélisation
Le débit massique requis du fluide caloporteur pour
atteindre une température de sortie,
Tout, définie par l'utilisateur reste
constante; est calculé à partir du bilan
énergétique. Ce débit s'écrit :
·
·
Où
(II.1)
·
·
·
(II.2)
La chaleur absorbée est définie par
= I A [L. M. S (A+ B °Ti+°TO' J +
C °Ti+°TO + D °Ti °TO
(II.3)
abs aperture 2 I 2 72 I
(°Ti+°TO)3
Les coefficients A, B, C et D sont des facteurs empiriques qui
décrivent les performances du capteur. Le facteur L est le facteur
d'angle d'incidence, M représente les pertes en chaleur et S
représente le facteur d'ombrage des rangées parallèles.
?Ti et ?To sont les différences entre les températures
en entrée et en sortie du collecteur et la température ambiante,
et I est le rayonnement normal direct, Qpipe représente les
pertes dans le tube absorbeur.
33
PFE BOUASSIDA Bilel
Lorsque la centrale est arrêtée durant la nuit,
le système de génération de vapeur est verrouillé.
Au prochain démarrage du champ solaire, le fluide caloporteur est remis
en circulation par l'intermédiaire d'une boucle by-pass jusqu'à
ce que sa température à l'entrée du système de
génération de vapeur atteigne la valeur typique de
fonctionnement. Dans le modèle, si la température de sortie de
champ dépasse 260°C, valeur typique de fonctionnement,
l'écoulement est dirigé vers le système de
génération de vapeur et la production de la vapeur d'eau commence
[14].
II.4.1.2. Configuration
Pour que le composant « Trough (type 397)
» fonctionne d'une manière similaire à
celle du champ solaire de la centrale SEGS VI, il faut
configurer les paramètres et les entrées de cet composant avec
les valeurs adéquates. La configuration est donnée par le tableau
II.1.
Tableau II.1 Configuration du champ solaire
34
PFE BOUASSIDA Bulel
II.4.1.3. Résultat
La figure II.6 donne les résultats de la simulation d'un
champ solaire de 188000 m2 de surface pour une semaine
représentative de la saison estivale.
Figure II.6: Résultat de la simulation
pour une semaine représentative de l'été d'un champ
solaire de 188000
m2 de surface
Les résultats montrent par exemple, qu'à midi de la
4éme journée de la semaine sélectionnée,
les résultats de sortie du champ solaire sont :
Température de sortie est égale à
391°C ;
Débit HTF en sortie est égal à
1375,200 T/h ;
Efficacité du Champ est égale à
48.94 %.
On peut remarquer que le débit de sortie est
supérieur à 1312,488 T/h, débit
nécessaire pour
assurer la production de la puissance nominale (30 MW) de la
centrale.
La figure II.7 donne les résultats de la simulation d'un
champ solaire de 188000 m2 de surface pour une semaine
représentative de la période hivernale.
35
PFE BOUASSIDA Bulel
Figure II.7 : Résultat de la simulation
pour une semaine représentative de l'hiver d'un champ solaire de
188000 m2 de surface
Les résultats montrent par exemple, qu'à midi de
la 3éme journée de la semaine
sélectionnée, les résultats de sortie du champ solaire
sont :
Température de sortie est égale à
391°C
Débit du fluide caloporteur en sortie est égal
à 893,423 T/h Efficacité du Champ solaire est
égale à 31.4%
On peut remarquer que le débit de sortie est
inférieur à 1312488 kg/hr, débit
nécessaire pour assurer la production de la puissance nominale (30 MW)
de la centrale.
II.4.2. Système de génération de
vapeur
Ce système est modélisé en utilisant,
deux composants Eco_SH (Type 315) pour simuler
l'économiseur et le surchauffeur et d'un composant Evaporator
(Type 316) pour simuler l'évaporateur, disponibles dans la
bibliothèque STEC. La figure II.8 montre le principe de fonctionnement
du système de génération de vapeur et les
propriétés thermodynamiques des flux tel que le débit, la
température la pression et l'enthalpie en entrée et en sortie de
chaque composant.
36
PFE BOUASSIDA Bulel
Figure II.8 Schéma de principe pour le
système de génération de vapeur
II.4.2.1. Modélisations
II.4.2.1.1. Modélisation du composant «
Eco_SH (Type 315) »
IL s'agit d'échangeur de chaleur sensible est
modélisé en mode contre-courant. L'entrée
côté froid peut être de l'eau/vapeur en fonction de la
qualité XCI. La capacité calorifique respective du fluide
côté froid est calculée à partir de la
propriété de l'eau /vapeur données. L'efficacité
nEcoest calculée en utilisant le coefficient de
transfert thermique global UA.
UA
·(1_C
· min)
C
·min\ Cmax/
|
|
|
(II.4)
|
|
·
|
· UA (1_C
·
min)]
Cmin\ Cmax/
|
|
·
|
|
Avec
m
·cold )UAexp
(II.5)
·
Où UA est limitée entre 0.1 * UAre f
et 2 * UAref . UA ref ,
·cold,ref, et UAexp
sont spécifiées par l'utilisateur. En outre, la perte de
pression est déduite de la même façon:
m
· cold Ll
) (II.6)
·
Où ?p est limitée à 2 *
dpref. dpref ,
· cold,ref et
dpexp sont aussi spécifiées par l'utilisateur
[14].
II.4.2.1.2. Modélisation du composant «
Evaporator (Type 316) »
Ce modèle simule un évaporateur d'eau, qui utilise
des températures et des débits côté
chaud et côté froid comme valeurs d'entrée
et impose le débit en sortie de la pompe d'alimentation en eau. Le
côté froid est supposé être de l'eau / vapeur en
fonction de la qualité
37
PFE BOUASSIDA Bilel
XCI. La qualité XCI d'eau /vapeur est fonction de la
température et de la pression. Le Procédé
d'efficacité est utilisé pour décrire le transfert de
chaleur à l'aide de coefficient global d'échange UA. UA et la
perte de charge est évaluée comme le modèle Eco_SH
(Type 315).
(II.7)
( ? )
? ( ) (II.8) [14].
II.4.2.1.3. Calcul intermédiaire pour le composant
« Eco_SH (Type 315) »
Calcul du coefficient global d'échange
(II.9)
|
( ) ( )
( )
( )
|
|
(II.10)
|
|
Par exemple pour le surchauffeur
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
?
II.4.2.1.4. Configuration
Pour que les composants utilisés fonctionnent d'une
manière similaire avec le système de génération de
vapeur existant dans la centrale SEGS VI, il faut configurer leurs
paramètres et leurs entrées respectifs avec les valeurs
adéquates. Les tableaux II.2, II.3 et II.4 présentent cette
configuration.
Tableau II.2 : Configuration du
surchauffeur
38
PFE BOUASSIDA Bulel
Tableau II.3 : Configuration de
l'économiseur
Tableau II.4 : Configuration de
l'évaporateur
II.4.2.1.5. Résultat
La figure II.7 donne les résultats de la simulation du
système de génération de vapeur.
Figure II.9 : Résultat de la simulation
du système de génération de vapeur
En régime permanent :
39
PFE BOUASSIDA Bulel
La température à la sortie de surchauffeur
(côté chaud) est égale à 377.7°C ;
La température à la sortie de surchauffeur
(côté froid) est égale à 370.9 °C ;
La qualité de vapeur à la sortie de surchauffeur
est égale à 2 (vapeur surchauffée) ;
La température à la sortie de l'économiseur
(côté chaud) est égale à 298.0 °C ;
La température à la sortie de l'économiseur
(côté froid) est égale à 249.8 °C ;
La température à la sortie de l'évaporateur
(côté chaud) est égale à 317.4 °C ;
La température à la sortie de l'évaporateur
(côté froid) est égale à 313.3°C ;
La qualité de la vapeur à la sortie de
l'évaporateur est égale à 1 (vapeur saturée) ;
Le débit de vapeur à la sortie est égal
à 139680 kg/h.
II.4.3. Resurchauffeur
Le resurchauffeur est modélisé en utilisant un
composants Eco_SH (Type 315) de la bibliothèque STEC.
La figure II.10 montre le schéma de principe de resurchauffeur et les
propriétés thermodynamiques des flux en entrée et en
sortie tel que le débit, la température, la pression et
l'enthalpie.
Figure II.10 : Schéma de principe du
Resurchauffeur
II.4.3.1. Modélisation
Le coefficient global d'échange se calcule avec la
même formule utilisée pour le surchauffeur.
40
PFE BOUASSIDA Bulel
II.4.3.2. Configuration
Pour que le composant Eco_SH (Type 315)
fonctionne d'une manière similaire avec le surchauffeur
existant dans la centrale SEGS VI, il faut configurer ces paramètres et
ces entrées avec les valeurs adéquates. Le tableau II.5
présente cette configuration.
Tableau II.5 : Configuration du
resurchauffeur
II.4.3.3. Résultat
La figure II.7 donne les résultats de la simulation du
surchauffeur.
Figure II.11: Résultat de la simulation
pour le resurchauffeur
En régime permanent :
La température de sortie côté chaud est
égale à 261.2 °C ; La température de
sortie côté froid est égale à 371.0 °C
;
41
PFE BOUASSIDA Bulel
La qualité de la vapeur en sortie est égale
à 2 (vapeur surchauffée).
II.4.4. La turbine à haute pression
La turbine à haute pression est modélisée
en utilisant deux composants Turbine stage
(Type 318) et deux composants S-split
(Type389) disponibles dans la bibliothèque STEC. La figure
II.12 montre le schéma de principe de la turbine à haute
pression.
Figure II.12 : Schéma de principe de la
turbine à haute pression
II.4.4.1. Modélisation du composant «
Turbine stage (Type 318)»
Ce modèle d'étage de turbine calcule la pression
en entrée à partir de celle de sortie, le débit massique
de la vapeur et les valeurs de référence de débit massique
et de pression en entrée et en sortie en utilisant la loi de l'ellipse
de Stodolas. Il évalue l'enthalpie de sortie à partir de
l'enthalpie en entrée et la pression en entrée en sortie en
utilisant un rendement isentropique. Ceci est calculée à partir
d'une valeur de référence par :
(II.11)
Compris entre 0.2 et 1 Avec
? ?
(II.12)
?
Compris entre +/- 0.7 [14].
II.4.4.2. Configuration
Pour que les composants utilisés fonctionnent d'une
manière similaire avec la turbine à
haute pression existant dans la centrale SEGS VI, il faut
configurer leurs paramètres et leurs
42
PFE BOUASSIDA Bulel
entrées respectifs avec les valeurs adéquates. Les
tableaux II.6 et II.7 présentent cette configuration.
Tableau II.6 : Configuration de la turbine
haute pression : (Etage Hp1)
Tableau II.7 : Configuration de la turbine
haute pression : (Etage Hp2)
II.4.4.3. Résultat
La figure II.13 donne les résultats de la simulation de la
turbine à haute pression.
Figure II.13: Résultat de la simulation
de la turbine à haute pression
En régime permanent:
43
PFE BOUASSIDA Bulel
La puissance produite et l'enthalpie en sortie de l'étage
Hp1 sont (7.291MW / 2807 kJ/kg) ; La puissance produite et l'enthalpie en
sortie de l'étage Hp2 sont (3.412 MW / 2704kJ/kg) ; La puissance totale
produite par la turbine à haute pression est égale à 10.70
MW.
II.4.5. La turbine à basse pression
La turbine à basse pression est modélisée en
utilisant cinq composants Turbine stage (Type 318) et cinq
composants S-split (Type389) de la bibliothèque STEC.
La figure II.14 montre le schéma de principe de la turbine à
basse pression.
Figure II.14 Schéma de principe de la
turbine à basse pression
II.4.5.1. Modélisation
Cette turbine est modélisée de la même
manière que la turbine à haute pression.
II.4.5.2. Configuration
Pour que les composants utilisés fonctionnent d'une
manière similaire avec la turbine à basse pression existant dans
la centrale SEGS VI, il faut configurer leurs paramètres et leurs
entrées respectifs avec les valeurs adéquates. Les tableaux II.8,
II.9, II.10, II.11 et II.12 présentent cette configuration.
Tableau II.8 : Configuration de la turbine
basse pression : (Etage Bp1)
44
PFE BOUASSIDA Bulel
PFE BOUASSIDA Bulel
Tableau II.9 : Configuration de la turbine
basse pression : (Etage Bp2)
Tableau II.10 : Configuration de la turbine
basse pression : (Etage Bp3)
Tableau II.11 : Configuration de la turbine
basse pression : (Etage Bp4)
Tableau II.12 : Configuration de la turbine
basse pression : (Etage Bp5)
45
II.4.5.3. Résultat
La figure II.15 donne les résultats de la simulation de
la turbine à basse pression.
Figure II.15: Résultat de la simulation
de la turbine à basse pression
En régime permanent :
La puissance produite par l'étage Bp1 est égale
à 5.404MW ;
La puissance produite par l'étage Bp2 est égale
à 6.245 MW ;
La puissance produite par l'étage Bp3 est égale
à 4.601MW ;
La puissance produite par l'étage Bp4 est égale
à 3.842MW ;
La puissance produite par l'étage Bp5 est égale
à 2.660 MW ;
La puissance totale produite par la turbine à basse
pression est égale à 21.62 MW ;
La puissance totale produite par les deux turbines (Hp et Bp) est
égale à 32.31 MW.
II.4.6. Le condenseur
La vapeur en sortie du 5ème étage de
la turbine à basse pression est condensée afin qu'elle puisse
être pompée vers le système de génération de
vapeur. En outre, la vapeur d'extraction condensé en sortie des
préchauffeurs est dirigée vers le condenseur pour être
réutilisés. Le modèle du condenseur suppose une
différence de température constante entre le condensat et
46
PFE BOUASSIDA Bulel
l'eau de refroidissement comme une augmentation constante de
la température de l'eau de refroidissement. Par conséquent, la
pression de condensation ne dépend que de la température
d'entrée du condensat.
Le condenseur est modélisé en utilisant un
composant Condenser (Type 383) de la bibliothèque STEC.
La figure II.16 montre le schéma de principe du condenseur.
Figure II.16 : Schéma de principe du
condenseur
II.4.6.1. Modélisation
Ce composant simule un condenseur. L'élévation de
la température de l'eau de
refroidissement est donnée par , la différence de
température entre la température de sortie
d'eau de refroidissement et la température de condensation
est donnée par . Par
conséquent, la pression de condensation ne
dépend que de la température d'entrée de l'eau
d'alimentation et est constante quand celle-ci est constante. La puissance
transférée du condenseur est calculée par
? ? ? ? (II.13)
Avec L'enthalpie principale de la vapeur en entrée
? Débit principal de la vapeur
L'enthalpie supplémentaire du condensat en
entrée
? Débit supplémentaire du condensat en
entrée
L'enthalpie de l'eau saturée à la pression de
condensation
47
PFE BOUASSIDA Bulel
Le débit d'eau de refroidissement est
évaluée par :
m ?refr=r,, Qcond(II.14) [14].
nr
II.4.6.2. Configuration
Pour que le composant Condenser (Type 383)
fonctionne d'une manière similaire avec le condenseur existant
dans la centrale SEGS VI, il faut configurer ces paramètres et ces
entrées avec les valeurs adéquates. Le tableau II.13
présente cette configuration.
Tableau II.13 : Configuration du condenseur
II.4.6.3. Résultat
La figure II.17 donne les résultats de la simulation du
condenseur.
Figure II.17 : Résultat de la
simulation du condenseur
En régime permanent :
La température de condensation est égale à
41.53°C
48
PFE BOUASSIDA Bulel
La pression de condensation est égale à 0.08 bar
II.4.7. Le dégazeur
Le dégazeur est un système de
préchauffage d'eau d'alimentation, où la vapeur est
mélangée avec de condensat sous-refroidi pour produire de l'eau
saturée à la sortie. Cela permet la purge d'oxygène
dissout dans l'eau d'alimentation, afin d'atténuer la corrosion.
Le dégazeur est modélisé en utilisant un
composant Deaerator (Type 384) de la bibliothèque STEC.
La figure II.18 montre le schéma de principe du dégazeur
[14].
Figure II.18 : Schéma de principe du
dégazeur
II.4.7.1. Modélisation
Ce modèle décrit un mélangeur
préchauffeur pour l'eau d'alimentation. Il dispose de 3 entrées
et une sortie. Les entrées sont le débit d'eau d'alimentation, du
condensat provenant des préchauffeurs à haute pression et le
débit de vapeur. La sortie étant le débit d'eau
saturée. La conservation d'énergie et de la masse sont
utilisées pour calculer le débit de la vapeur requise lors de
l'extraction de la turbine pour réaliser ce procédé.
? ? ? ( ) (II.15)
Avec : ? est le débit du condensat
?
est l'enthalpie du condensat est le débit de la vapeur est
l'enthalpie de la vapeur
49
PFE BOUASSIDA Bulel
i' est l'enthalpie d'eau saturée
w Ln est la température de l'eau en
entrée
est la capacité calorifique de l'eau
sat est la température de saturation à
la pression de la vapeur en entrée
Le débit d'eau en sortie :
m w,o = m steam + m c +
r%Lw (II.16)
II.4.7.2. Configuration
Pour que le composant Deaerator (Type 384)
fonctionne d'une manière similaire avec le
dégazeur existant dans la centrale SEGS VI, il faut
configurer ces paramètres et ces entrées avec les valeurs
adéquates. Le tableau II.14 présente cette configuration.
Tableau II.14 : Configuration du
dégazeur
II.4.7.3. Résultat
La figure II.19 donne les résultats de la simulation
à la sortie du dégazeur.
Figure II.19 : Résultat de la
simulation pour le condenseur
50
PFE BOUASSIDA Bilel
En régime permanent :
Température de l'eau pour l'alimentation à la
sortie = 166.9°C Débit d'eau à la sortie =139611 kg/hr
Débit de vapeur demandé = 8067 kg/hr
II.4.8. Le système de préchauffage d'eau
à haute pression
Les préchauffeurs d'eau d'alimentation sont des
échangeurs de chaleur pour condenser la vapeur extraite de la turbine
pour préchauffer l'eau d'alimentation avant son entrée dans
l'économiseur, augmentant de ce fait le rendement du cycle de Rankine.
Le système de préchauffage d'eau à haute pression est
modélisé en utilisant deux composants Preheater (Type317)
et deux composants Subcooler (Type320) disponibles
dans la bibliothèque STEC.
La figure II.20 montre le schéma de principe du
système de préchauffage d'eau à haute pression.
Figure II.20 : Schéma de principe du
système de préchauffage d'eau à haute pression
II.4.8.1. Modélisation
Le composant Preheater (Type317)
considère la capacité calorifique d'eau provenant du
côté froid et celle du condensat provenant du côté
chaud constante. Il détermine le débit massique de la vapeur
requise qui permettrait de maintenir la température de l'eau constante.
Le transfert de chaleur est caractérisé par un coefficient
d'échange global.
UA est calculé en fonction du débit d'eau
côté froid
th cold U A
) e x p (II.17)
h
51
PFE BOUASSIDA Bulel
UA est compris entre 0.1 * UAre fet 2 *
UAref UAref, m? cold,refet UAexp sont données par
l'utilisateur [14].
U A , est calculée de la même
manière que pour le composant Preheater (Type317).
r e f
Modélisation du composant « Subcooler
(Type320)»
Le composant Subcooler (Type320) simule une
capacité supplémentaire du transfert global de chaleur en
fonction du débit d'eau côté froid.
UA est calculée de la même manière que pour
le composant Preheater (Type317).
II.4.8.2. Configuration
Pour que les composants utilisés fonctionnent d'une
manière similaire avec le système de préchauffage d'eau
à haute pression existant dans la centrale SEGS VI, il faut configurer
leurs paramètres et leurs entrées respectifs avec les valeurs
adéquates. Les tableaux II.15 et II.16 présentent cette
configuration.
Tableau II.15 : Configuration «
préchauffeur et sous-refroidisseur (1) »
52
PFE BOUASSIDA Bilel
Tableau II.16 : Configuration «
préchauffeur et sous-refroidisseur (2) »
II.4.8.3. Résultat
La figure II.21 donne les résultats de la simulation du
système de préchauffage d'eau à haute pression.
Figure II.21 : Résultat de la
simulation pour le condenseur le système de préchauffage d'eau
à haute
pression
Température de sortie côté froid «
préchauffeur (1) » est égale à 234.9 °C
Température de sortie côté froid «
préchauffeur (2) » est égale à 203.3
°C
53
PFE BOUASSIDA Bulel
Température de sortie côté chaud «
sous-refroidisseur (1) » est égale à 213.6 °C
Température de sortie côté chaud «
sous-refroidisseur (2) » est égale à 178.6
°C
II.4.9. Le système de préchauffage d'eau
à basse pression
Le système de préchauffage d'eau à basse
pression est modélisé en utilisant trois composants
Preheater (Type317) et trois composants Subcooler
(Type320) de la bibliothèque STEC. La figure II.22 montre le
schéma de principe du système de préchauffage d'eau
à basse pression.
Figure II.22 : Schéma de principe du
système de préchauffage d'eau à basse pression
II.4.9.1. Configuration
Les tableaux II.17, II.18 et II.19 présentent la
configuration de système de préchauffage d'eau à basse
pression.
54
PFE BOUASSIDA Bulel
Tableau II.17 : Configuration « préchauffeur et
sous-refroidisseur (3) »
Tableau II.18 : Configuration «
préchauffeur et sous-refroidisseur (4) »
Tableau II.19 : Configuration «
préchauffeur et sous-refroidisseur (5) »
II.4.9.2. Résultat
La figure II.23 donne les résultats de la simulation du
système de préchauffage d'eau à basse pression.
55
PFE BOUASSIDA Bulel
Figure II.23 : Résultat de la
simulation du système de préchauffage d'eau à basse
pression
En régime permanent :
Température de sortie côté froid «
préchauffeur (3) » est égale à 125.5 °C
; Température de sortie côté froid «
préchauffeur (4) » est égale à 85.44 °C
; Température de sortie côté froid «
préchauffeur (5) » est égale à 63.77 °C
; Température de sortie côté chaud «
sous-refroidisseur (3) » est égale à 101.7 °C ;
Température de sortie côté chaud «
sous-refroidisseur (4) » est égale à 70.90 °C ;
Température de sortie côté chaud «
sous-refroidisseur (5) » est égale à 49.25
°C.
II.4.10. La turbine à gaz
La turbine à gaz est modélisée en
utilisant deux composants pressure drop (Type 429), un
composant compressor (Type 424), un composant turbine
(Type 427), un composant combustion chamber (Type 426)
et un composant generator (Type 428) disponibles dans
la bibliothèque STEC. La figure II.24 montre le schéma de
principe de la turbine à gaz.
56
PFE BOUASSIDA Bulel
Figure II.24 : Schéma de principe de la
turbine à gaz
II.4.10.1. Modélisation
? Modélisation du composant « compressor
(Type 424) »
Ce modèle calcule les conditions en sortie suivant un
rendement isentropique spécifié par l'utilisateur en fonction de
débit. De cette manière, le modèle calcule pour un rapport
de compression donné par l'utilisateur la température en sortie
Tout,is, et l'enthalpie hout,is, pour une compression isentropique
à l'aide d'un sous-programme « Gas routine »
(avec en entrée pout et sout, is= sin). Les
conditions en sortie pour une compression réelle sont alors
calculées en utilisant le rendement isentropique et un nouvel appel au
sous-programme « Gas routine » (avec en
entrée p2 et h2).
|
|
|
(II.18)
(II.19)
|
|
|
|
?
|
|
(II.20)
|
|
|
57
PFE BOUASSIDA Bulel
[14].
? Modélisation du composant « combustion
chamber (Type 426)»
Ce modèle décrit une chambre de combustion
adiabatique pour différent combustible (liquide ou gazeux).
L'utilisateur doit définir le combustible par leur pouvoir calorifique
inférieur et le rapport en masse des éléments du
combustible: C, 112, S, O2, N2, 112O, cendres et impuretés fournies par
l'analyse organique. Le modèle offre deux modes de fonctionnement
différents. Le premier cas calcule le débit de combustible requis
en fonction d'une température exigée par l'utilisateur, la
2ème possibilité calcule la température
atteinte en fonction d'un débit de combustible exigé
[14].
? Modélisation du composant « turbine (Type
427)»
Ce modèle calcule les conditions en sortie suivant un
rendement isentropique spécifié par l'utilisateur. Le
modèle calcule donc à pression ambiante et une pression de sortie
de la turbine donnée la température à la sortie
Tout,is et l'enthalpie hout,is pour une détente
isentropique à l'aide d'un sous-programme« Gas routine
» (avec en entrée pout et sout, is= sin
pour le mélange air/combustible).Les conditions en sortie pour une
détente réelle sont alors calculées en utilisant le
rendement isentropique et un nouvel appel au sous-programme « Gas
routine » (avec en entrée p2 et h2 pour le mélange
air/combustible). A partir de l'état en entrée, le modèle
calcule les nouvelles conditions du mélange air de refroidissement /gaz
de combustion.
|
|
(II.21)
(II.22)
|
|
|
?
(II.23)
|
? Modélisation du composant « pressure drop
(Type 429)»
58
PFE BOUASSIDA Bilel
Ce modèle calcule la perte charge en tenant compte de la
perte charge instantanée.
( ) ( (II.24)
) ( ?
? )
Avec
r =valeur réelle c = valeur de consigne
[14].
II.4.10.2. Configuration
Les tableaux II.20, II.21, II.22, II.23 et II.24
présentent la configuration de la turbine à gaz.
Tableau II.20 : Configuration du Filtre
d'air
Tableau II.21 : Configuration du
compresseur
59
PFE BOUASSIDA Bulel
II.4.10.3. Résultat
La figure II.25 donne les résultats de la simulation de la
turbine à gaz.
PFE BOUASSIDA Bulel
Tableau II.22 : Configuration de la chambre de
combustion
Tableau II.23 : Configuration de la turbine
à gaz
Tableau II.24 : Configuration de la
cheminée
60
Figure II.25 : Résultat de la
simulation pour la turbine à gaz
En régime permanent :
Puissance produite par la turbine est égale à 32.23
MW Consommation du fuel est égale à 6832 kg/hr
II.4.11. Réservoir de stockage
Le réservoir de stockage est modélisé en
utilisant un composant « variable volume tank (type39) »
de la bibliothèque STEC. La figure II.26 montre le
schéma de principe du réservoir de stockage.
Figure II.26 : Schéma de principe du
réservoir de stockage
61
PFE BOUASSIDA Bulel
II.4.11.1. Modélisation
Ce modèle simule un réservoir de stockage
à section transversale constante, qui contient un volume variable de
fluide. Dans sa forme la plus simple, un seul flux entre par une source chaude
à débit constant en sortie. Etant donné que le
débit en entrée et le débit en sortie peuvent être
différents, le niveau de liquide dans le réservoir peut varier.
Cette variation est autorisée entre une limite Max et une limite Min
spécifiées par l'utilisateur. Si le niveau Min est atteint, le
modèle calcule le débit en sortie pour maintenir la limite Min
imposée. Si le niveau Max est atteint le modèle calcule le
débit en excès comme deuxième sortie pour maintenir ce
niveau Max constant. Il existe deux modes de calcul de l'excès de
débit. Dans le premier mode de calcul, ce débit en excès
est maintenu dans le réservoir de stockage pour simuler sa
recirculation. Dans ce cas, sa température est celle du contenu du
réservoir. Dans le 2éme mode, le débit en excès est
dévié à l'entrée du réservoir. Sa
température est celle de l'entrée côté chaud
[14].
II.4.11.2. Configuration
Le tableau II.25 présente la configuration de
système du réservoir de stockage.
Tableau II.25 Configuration du
réservoir de stockage
II.4.11.3. Résultat
La figure II.27 donne les résultats de la simulation du
réservoir de stockage.
62
PFE BOUASSIDA Bulel
Figure II.27 : Résultat de la
simulation pour le réservoir de stockage le long d'une journée
Température à la sortie est égale à
390.3°C. Débit à la sortie est égal à 1312488
kg/hr (c'est le débit nécessaire pour assurer la production de la
puissance nominale 30 MW).
Débit à l'entrée est égal à
1709000 kg/hr
Conclusion
La centrale SEGS VI filière de Solar Energy Generating
System, plus grande organisation de production d'énergie solaire au
monde a été choisie comme modèle de simulation pour la
transparence de ses données publiées. La modularité, la
flexibilité et la facilité d'utilisation de « TRNSYS
simulation environnement » nous a orienté à
sélectionner cet outil de simulations météorologiques de
notre pays nous a initié aux technologies des centrales SEGS VI.
63
PFE BOUASSIDA Bulel
Résultats et discussions
PFE BOUASSIDA Bulel
64
Ce chapitre est consacré à la présentation
et à la discussion des résultats de simulation de la centrale
SEGS VI sous climat tunisien. En outre il présente une étude
paramétrique en fonction de la surface installé et le volume de
stockage souhaité.
La figure III.1 présente le résultat de la
simulation le long d'une année de la puissance produite par la centrale
SEGS VI en mode 100% solaire (sans hybridation) et sans stockage sous les
conditions météorologiques d'un site situé en Tunisie.
Figure III.1 résultat de la simulation le
long d'une année : la puissance produite par la centrale et sans
hybridation
La puissance nominale produite par la centrale est de 32 MW,
dépassant la puissance nominale souhaitée de 2 MW. Ceci
résulte certainement du fait qu'on n'a pas pris compte des pertes en
charge et en chaleur dans la tuyauterie et au sains des différents
composants. Mais on peut toujours constater qu'elle est presque toujours
atteinte pendant l'été, constamment en printemps et en automne,
beaucoup moins en hiver. Cette puissance nominale est nulle pendant la nuit.
La figure III.2 présente le résultat de la
simulation le long d'une année de la puissance produite par la centrale
SEGS VI en mode hybride et sans stockage sous les conditions
météorologiques d'un site situé en Tunisie.
Figure III.2 résultat de la simulation
le long d'une année de la puissance produite par la centrale SEGS VI
avec
hybridation
65
PFE BOUASSIDA Bulel
La puissance produite par la centrale en mode 100% solaire est
représentée en bleu, celle de la turbine à gaz est
représentée en rouge.
La figure III.3 présente le résultat de la
simulation le long d'une semaine représentative de l'été
de la puissance produite par la centrale SEGS VI en mode 100% solaire (sans
hybridation) et sans stockage sous les conditions météorologiques
d'un site situé en Tunisie.
Figure III.3 résultat de la simulation le
long d'une semaine d'été de la puissance produite par la centrale
SEGS
VI sans hybridation
On peut remarquer que la puissance nominale est presque atteinte
quotidiennement durant toute la semaine sélectionnée. La nuit
elle est nulle. La durée de production maximale tend vers 8 heures.
La figure III.4 présente le résultat de la
simulation le long une semaine représentative de l'hiver de la puissance
produite par la centrale SEGS VI en mode 100% solaire (sans hybridation) et
sans stockage sous les conditions météorologiques d'un site
situé en Tunisie.
66
PFE BOUASSIDA Bulel
Figure III.4 résultat de la simulation
le long d'une semaine d'hiver de la puissance produite par la centrale
SEGS
VI et sans hybridation
On peut remarquer que la puissance nominale n'a jamais
été atteinte durant toute la semaine sélectionnée.
La durée de production maximale tend vers 5 heures.
Les figures III.5 et III.6 présente les
résultats respectifs de la simulation le long d'une semaine
représentative de l'été et de l'hiver de la puissance
produite par la centrale SEGS VI en mode hybride et sans stockage sous les
conditions météorologiques d'un site situé en Tunisie.
67
PFE BOUASSIDA Bulel
Figure III.5 résultat de la simulation
le long d'une semaine de l'été de la puissance produite par la
centrale
SEGS VI en mode hybride
Figure III.6 résultat de la simulation
le long d'une semaine de l'hiver de la puissance produite par la
centrale
SEGS VI en mode hybride
68
PFE BOUASSIDA Bulel
On peut remarquer que la turbine à gaz n'est active que
pendant la nuit durant la semaine représentative de l'été.
Son intervention est beaucoup plus importante le long de la semaine
représentative de l'hiver.
La figure III.7 présente le résultat de la
simulation le long d'une semaine représentative de l'été
de la puissance produite par la centrale SEGS VI en mode 100% solaire (sans
hybridation) et avec stockage sous les conditions météorologiques
d'un site situé en Tunisie.
Figure III.7 résultat de la simulation
le long d'une semaine de l'été de la puissance produite sans
stockage et la
puissance ajoutée due au stockage
La surface installée du champ solaire de la SEGS VI
(188000 m2) a été conçue pour une production
100% solaire sans stockage. L'étude a montré que
l'éventualité d'un stockage n'est significative que si cette
surface dépasse 250000 m2. Les résultats sont ici
présenter pour une surface 300000 m2.
La puissance produite par la centrale 100% sans stockage est
présentée en bleu. La puissance ajoutée due au stockage
est présentée en orangé. On remarque
l'élévation de la durée de production de la centrale. Pour
une semaine représentative de l'été la durée du
stockage varie entre 0 et 5 heures.
69
PFE BOUASSIDA Bulel
La figure III.8 présente le résultat de la
simulation le long d'une semaine représentative de l'hiver de la
puissance produite par la centrale SEGS VI en mode 100% solaire (sans
hybridation) et avec stockage sous les conditions météorologiques
d'un site situé en Tunisie.
Figure III.8 résultat de la simulation
le long d'une semaine d'hiver de la puissance produite sans stockage et
la
puissance ajoutée due au stockage (surface 300000
m2)
Pour une semaine représentative de l'hiver la durée
du stockage varie entre 0 et 2 heures.
La figure III.9 présente la comparaison des
résultats de la simulation le long d'une semaine représentative
de l'été de la puissance produite par la centrale SEGS VI en mode
100% solaire (sans hybridation) et sans stockage pour une surface de 300000
m2 et une surface de 600000 m2 sous les conditions
météorologiques d'un site situé en Tunisie.
70
PFE BOUASSIDA Bulel
Figure III.9 Comparaison entre une centrale
avec une surface de 300000 m2 et une autre de 600000 m2
pour une semaine d'été (sans stockage)
La puissance produite par la centrale de surface 300000
m2 est représentée en bleu. Celle par la centrale de
surface 600000 m2 serait tout ce qui est représentée
en bleu ou en rouge. On peut remarquer que la différence n'est pas
significative le long d'une semaine d'été, ceci est certainement
dû à l'absence de stockage.
La figure III.10 présente la comparaison des
résultats de la simulation le long d'une semaine représentative
de l'hiver de la puissance produite par la centrale SEGS VI en mode 100%
solaire (sans hybridation) et sans stockage pour une surface de 300000
m2 et une surface de 600000 m2 sous les conditions
météorologiques d'un site situé en Tunisie.
71
PFE BOUASSIDA Bulel
Figure III.10 Comparaison entre une centrale
avec une surface de 300000 m2 et une autre de 600000 m2
pour
une semaine d'hiver (sans stockage)
La puissance produite par la centrale de surface 300000
m2 est représentée en bleu. Celle par la centrale de
surface 600000 m2 serait tout ce qui est représentée
en bleu ou en rouge. On peut remarquer que la différence est nette le
long d'une semaine d'hiver.
La figure III.11 présente la comparaison des
résultats de la simulation le long d'une semaine représentative
de l'été de la puissance produite par la centrale SEGS VI en mode
100% solaire (sans hybridation) et avec stockage pour une surface de 300000
m2 et une surface de 600000 m2 sous les conditions
météorologiques d'un site situé en Tunisie.
72
PFE BOUASSIDA Bulel
Figure III.11Comparaison entre une centrale
avec une surface de 300000 m2 et une autre de 600000 m2
pour une semaine d'été (avec stockage)
La puissance produite par la centrale de surface 300000
m2 est représentée en bleu. Celle par la centrale de
surface 600000 m2 serait tout ce qui est représentée
en bleu ou en rouge. On peut remarquer que la différence est importante
le long d'une semaine d'été. La production est presque
permanente.
La figure III.12 présente la comparaison des
résultats de la simulation le long d'une semaine représentative
de l'hiver de la puissance produite par la centrale SEGS VI en mode 100%
solaire (sans hybridation) et avec stockage pour une surface de 300000
m2 et une surface de 600000 m2 sous les conditions
météorologiques d'un site situé en Tunisie.
73
PFE BOUASSIDA Bulel
Figure III.12 Comparaison entre une centrale
avec une surface de 300000 m2 et une autre de 600000 m2
pour
une semaine d'hiver (avec stockage)
La puissance produite par la centrale de surface 300000
m2 est représentée en bleu. Celle par la centrale de
surface 600000 m2 serait tout ce qui est représentée
en bleu ou en rouge. On peut remarquer que la différence est importante
même le long d'une semaine d'hiver. Ceci n'annule pas le recourt à
l'hybridation.
Vu le lien étroit entre la surface installée du
champ solaire et la notion de stockage nous avons procédé
à une étude paramétrique pour étudier les
performances de la centrale SEGS VI selon la surface installée et le
volume de stockage souhaité. Le tableau III.1 présente les
résultats de cette étude.
74
PFE BOUASSIDA Bulel
|
Surface
du champ
[m2]
|
Volume
de
stockage
[m^3]
|
Puissance
produite par
an
100%solaire
[MWh/an]
|
Heures
de
stockage
[hr]
|
Puissance
produite
par an
Turbine
à
gaz
[MWh/an]
|
Rendement
Energétique
annuelle
100%solaire
[%]
|
Consommation
de combustible
[Tonne/an]
|
|
188000
|
0
|
32654
|
0
|
205013
|
11.56
|
45403
|
|
5000
|
33059
|
0 à 0.5 hr
|
204916
|
11.70
|
45382
|
|
0
|
52707
|
0
|
199835
|
13.78
|
44419
|
|
300000
|
5000
|
63979
|
0 à 4 hr
|
180334
|
22.66
|
41953
|
|
10000
|
67910
|
0 à 7 hr
|
184853
|
24.05
|
41215
|
|
0
|
61250
|
0
|
200060
|
21.69
|
44400
|
|
400000
|
5000
|
77848
|
0 à 4 hr
|
181840
|
27.57
|
40525
|
|
10000
|
87718
|
0 à 7 hr
|
171848
|
31.07
|
38407
|
|
0
|
66508
|
0
|
198948
|
23.56
|
44214
|
|
500000
|
5000
|
86744
|
0 à 4 hr
|
175088
|
30.72
|
39043
|
|
10000
|
100170
|
0 à 7.5 hr
|
161841
|
35.47
|
36235
|
|
15000
|
110536
|
0 à 10hr
|
152623
|
39.15
|
34281
|
|
0
|
69541
|
0
|
198132
|
24.63
|
44303
|
|
600000
|
10000
|
107968
|
0 à 8 hr
|
156282
|
38.24
|
35005
|
|
15000
|
121486
|
0 à 11hr
|
144260
|
43.02
|
32457
|
|
20000
|
131579
|
0 à 12hr
|
135574
|
46.60
|
30367
|
|
0
|
71445
|
0
|
198003
|
25.30
|
44300
|
|
700000
|
10000
|
113885
|
0 à 8 hr
|
151050
|
40.33
|
33100
|
|
20000
|
141668
|
0 à 12hr
|
127286
|
50.17
|
28351
|
|
0
|
72484
|
0
|
199690
|
25.67
|
44371
|
|
800000
|
10000
|
118281
|
0 à 7 hr
|
147553
|
41.89
|
33092
|
|
15000
|
135701
|
0 à 11hr
|
132082
|
48.06
|
29813
|
|
20000
|
149413
|
0 à 13hr
|
119567
|
52.92
|
26671
|
|
0
|
74463
|
0
|
198223
|
26.37
|
44078
|
|
1000000
|
10000
|
125494
|
0 à 8 hr
|
140661
|
44.45
|
31603
|
|
20000
|
162728
|
0 à 13hr
|
106675
|
57.63
|
23836
|
|
30000
|
174932
|
0 à 15hr
|
99079
|
61.95
|
21929
|
Tableau III.1 : résultat de
l'étude paramétrique selon la surface installé et le
volume de stockage souhaité
75
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Conclusion générale
L'exploitation de l'énergie solaire produite du
rayonnement solaire, ressource inépuisable et non polluante, ne cesse de
se développer de nos jours. Une raison majeure qui empêche
l'utilisation massive de cette énergie est sa variabilité qui
dépend des facteurs météorologique et induit donc une
production intermittente.
La Tunisie située en nord d'Afrique peut être
considérée comme un endroit prometteur pour
l'implémentation des technologies d'exploitation d'énergie
solaire. La technologie des capteurs cylindro-paraboliques semble être la
plus utilisée. Les centrales SEGS constituent l'organisme le plus
important au monde dans le domaine de l'exploitation de l'énergie
solaire. La centrale SEGS VI modèle de notre simulation n'a cessé
d'être un objet d'étude pour sa très bonne
réputation. L'outil de simulation TRNSYS est le mieux adapté pour
le développement de modèle numérique.
Ce travail nous a permis une initiation que nous jugeons
bénéfique aux technologies des centrales SEGS et a permis de
mettre en relief l'apport thermodynamique qu'offre ce genre de centrale.
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Références
[1]
http://www.edfenr.com/energie-solaire-photovoltaique.html
[2]MASTER II STDDAD :Le potentiel du Solaire
Thermodynamique à Concentration dans les îles de la
Méditerranée Etude du cas de Chypre [3]
http://sfp.in2p3.fr/Debat/debat
energie/websfp/rivoire.htm
[4]ADEMEFeuille De Route solaire
thermodynamique
[5] MEMOIRE Présenté par : Mr. Kadraoui Hicham
En vue de l'obtention du diplôme de MAGISTER Etude Comparative et
Rendement Energétique des différents degrés de
concentration des convertisseurs thermodynamique de l'énergie solaire
[6] MEMOIRE de magister, université Abou-BakrBelkaid
Tlemcen thème : commande d'héliostat plan
réfléchissant le rayonnement solaire vers une cible fixe
[7]MEMOIRE pour l'obtention du diplôme
de MAGISTER Présenté par : Mr GUENDOUZ
BOUHELAL ThèmeL'utilisation de l'énergie solaire
pour les besoins de la climatisation [8]Les Centrales Solaires
à Concentration. QUOILIN SYLVAIN. Ingénieur Civil
Electromécanicien/Energéticien
[9]http://2.bp.blogspot.com/
b5hcKABPlGI/S DEGUd6FII/AAAAAAAAfno/nKUPpY9p qk4/s400/5-1710s.png
[10]MÉMOIRE Présenté par
HOUNKONNOUSessinou en vue de l'obtention du diplôme de maîtrise en
Sciences Appliquées (ÉCOLE POLYTECHNIQUE DE MONTREAL)
thème : Modélisation et Optimisation des Systèmes
Energétiques à l'aide d'Algorithmes Évolutifs
[11] FICHE TURBINE ET MOTEUR (pdf) document
ur-biomasse-energie.cirad.fr
at @EbookBrowse.
[12] THESE présentée à
l'Université de Perpignan Pour obtenir le titre de DOCTEUR DE
L'UNIVERSITE DE PERPIGNAN Discipline : Sciences Pour l'Ingénieur
Spécialité : Energétique et Environnement par Pierre
GARCIA Thème : Outils d'évaluation technico-économique et
d'aide à la conception des centrales solaires thermodynamiques du
futur
[13]
http://cordouan.physique.free.fr/IMG/pdf_Chapitre_III-2.pdf
[14] STEC Ref_guide V3.0
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