RÉPUBLIQUE ALGÉRIENNE DÉMOCRATIQUE ET POPULAIRE

MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEUR

ET DE LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE

ECOLE NATIONALE POLYTECHNIQUE

Département de Génie Mécanique

MÉMOIRE DE MASTER

En vue de l’obtention du Master en Énergétique

Thème

Revue sur les centrales solaires

thermodynamiques

Dirigé par : Présenté par :

Pr. A.SMAILI BOUSALEM Chaouki
Promotion Juin 2015
 Remerciements

Je remercie DIEU tout puissant qui m’a donné le courage, la force

et la volonté pour réaliser ce modeste travail.

Je tiens à remercie Monsieur A. SMAILI, Professeur au

Département de Génie Mécanique, pour son aide, ses précieux
conseils et sa disponibilité tout au long de la réalisation de ce
mémoire, ainsi que pour l’intérêt qu’il a toujours porté à l’égard de
mon travail.

Je tiens également à remercier les membres du jury qui ont accepté

d’examiner mon travail.

Je tiens enfin à remercier tous ceux qui ont contribué de loin ou de

près à la réalisation de ce travail.
Table des matières

Introduction…………………………………………………………………………….1

Chapitre 1 Généralités ...................................................................................... 3

1.1. Les capteurs solaires à concentration ......................................................... 3

1.1.1. Les capteurs paraboliques et sphériques ............................................. 3

1.1.2. Les captures cylindro-paraboliques : .................................................... 4

1.1.3. Les capteurs solaires type Fresnel ....................................................... 5

1.2. Les centrales solaires à tour : ...................................................................... 6

1.3. Composants d’une centrale CSP.................................................................. 6

1.3.2 Fluide de transfert................................................................................. 9

Chapitre 2 Revue détaillée sur les centrales solaires………………….…….10

2.1. Centrales solaires de première génération et travaux exploratoires :..... 10

2.2 Centrales solaires de deuxième génération : des prototypes

précommerciaux :................................................................................................. 15

Chapitre 3 Bilans énergétiques et stockage thermiques ……………………19

3.1 Définitions .................................................................................................. 20

3.1.1 Ratio de concentration......................................................................... 20

3.1.2 Performance thermique des capteurs à concentration ...................... 22

3.1.3 Coefficient d’échange Global ............................................................... 24

3.2 Stockage d’énergie thermique ................................................................... 27

3.2.1 Intérêt d’un système de stockage dans les centrales solaires

thermodynamiques .......................................................................................... 27

3.2.2 Fonctionnement d’un procédé de stockage d’énergie thermique ....... 28

3.2.3 Classification des systèmes de stockage ............................................. 28

3.3 Critères de choix et de conception d’un système de stockage................... 28

 3.4 Stockage d’énergie thermique par chaleur sensible ................................. 29

3.4.1 Principe de fonctionnement ................................................................ 29

3.4.2 Différents types de médias solides ou liquides................................... 30

3.4.3 Solutions technologiques ..................................................................... 30

3.5 Stockage d’énergie thermique par chaleur latente ................................... 32

3.5.1 Principe de fonctionnement ................................................................ 32

3.5.2 Matériaux à changement de phase (MCP) ......................................... 33

3.5.3 Solutions technologiques ..................................................................... 34

3.6 Stockage d’énergie thermique par voie thermochimique ......................... 35

3.6.1 Définition ............................................................................................. 35

3.6.2 Principe de fonctionnement ................................................................ 36

3.7 Comparaison des différents types de stockage d’énergie thermique ....... 37

Conclusion générale : .............................................................................................. 39

Bibliographie ……………………………………………………………….….41
Listes des figures

Figure 1.1 :capteur solaire sphérique……………………………………………………4

Figure 1.2 :captures cylindro-paraboliques……………………………………………..5
Figure 1.3 :captures solaires type Fresnel……………………………………………...6
Figure 1.4 :Centrale solaire à tour…………………………….…………………………6
Figure-1.5:Concept de récepteur tubulaire pour capteur cylindro-
parabolique……………………………………………………………………………….…7

Figure 1.5 :Modes d’absorption et températures de fluide et d’absorbeur……...…8

Figure 2.1 :Centrale Solar Two, Barstow, USA, champ solaire 75 000 m2,
caloporteur et stockage sel fondu, cycle Rankine 12,4 MWe………………………10

Figure 1.2 :Prototype préindustriel Eurodish, 10 kWe, construit par SBP-SOLO

(Allemagne)………………………………………………………………………………..13

Figure 1.3 : Centrales SEGS, USA, 354 MWe en 9 tranches, capteurs cylindro-
paraboliques à huile, cycle Rankine de 14 à 80 MWe………………………………13

Figure 1.1 :Cycle à vapeur saturée d’une CSP……………………………………….16

Figure 1.2 :Centrale PS10 près de Séville (Espagne)………………………………………..16

Figure 1.6 : Schéma du soleil à Ts à la distance R à partir d'un concentrateur..20

Figure 1.7 : Relation entre le rapport de la concentration et de la température de
fonctionnement du récepteur [14]…………………………………………………….. 22
Figure 1.3 : vue en coupe du tube du collecteur ……………………………………..……… 22

Figure 1.4 :Profil de changement de phase pour le stockage par chaleur latente
(solide/liquide)………………………………………………………………………….…32

Figure 1.5 :Classification des systèmes de stockage par sorption et par réaction chimique
[19]…………………………………………………………………………………………..…..35

Figure 1.6 :Schéma de principe d’un système de stockage par voie

thermochimique…………………………………………….………………………..…..36
Liste des tableaux

Tableau 1.3 :Principales installations prototypes à récepteur central…………12

Tableau 1.4 :Principales installations prototypes à capteurs cylindro-
paraboliques…………………………………………………………………………….14
Tableau 1.5 :Performances actuelles des systèmes de référence………………………..14

Tableau 1.4 :Projets actuels de centrales solaires dans le monde……………...17

Tableau 1.5 :principales innovations dans les centrales CSP………………..…18
Tableau 1.6 :Performances estimées pour les systèmes de référence avec une
puissance installée de 50 MWe et exploités sous ensoleillement de Séville (2 014
kWh/(m2.an))……………………………………………………………………………19

Tableau 1.1 :les solutions techniques développées à échelle

industrielle……………………………………………………………………………...31
Tableau 1.7 :Critères à respecter lors du choix d’un matériau à changement de
phase…………………………………………………………………………………….34
Tableau 3.8 :caractéristiques des différents systèmes de stockage de
chaleur…………………………………………………………………………………..38
 :‫ملخص‬
‫ يتمحور المجال األول حول اللواقط الشمسية المركزة‬،‫تتكون هذه المذكرة من ثالثة مجاالت‬
‫وعيناتها وفي المجال الثاني قمنا بدراسة ابتدائية حول الحصيلة الحرارية لالقط االسطواني‬
‫المكافئ وفي الختام قمنا بذكر أنواع التخزين المتعددة مع ذكر اإليجابيات والسلبيات وتقديم‬
‫الحلول‬
‫ جامع أسطواني‬،‫ تركيز الطاقة الشمسية‬،‫ محطة للطاقة الشمسية الحرارية‬:‫كلمات مفتاحية‬
. ‫مكافئ التخزين الحراري‬

Résumé :
Ce mémoire se compose de trois principales parties, la première est consacrée aux
capteurs solaires à concentration et ses types. La deuxième partie comporte une
revue bibliographique sur les centrales solaires thermodynamiques et les travaux
actuels et les nouveaux projets à venir. Dans la troisième partie on a initié
l’étude d’un bilan thermique de collecteur cylindro-parabolique. Enfin les
différents types de stockage, ainsi que leurs avantages et inconvénients sont
présentés et discutés.
Mots clés : Centrale solaire thermodynamique, Concentration solaire, Collecteur
cylindro parabolique, Stockage thermique

Abstract:

This dissertation is structured in three parts. The first is about concentrating

solar collectors and its types. The second part, deals with a bibliographic survey
about thermodynamic solar plants, the present and incoming research materials..
In the third part, first, an initiation on thermal analysis of a solar collector is
addressed; then, the advantages and the disadvantages of different kinds of
storage are presented and discussed.
Keywords: Thermodynamic solar power, Solar concentration, Cylindrical-
parabolic collector, Thermal storage
Introduction

L’accroissement considérable de la population mondiale et de la consommation

matérielle des pays industrialisés au cours du dernier siècle a radicalement
changé la nature des problèmes géopolitiques posés par l’approvisionnement des
hommes en nourriture, en eau, en énergie, par la pollution des sols ou de l’air,
par la disparition de certaines espèces animales et végétales, par l’exploitation
des matières premières, …

Nous avions hérité au XIXème siècle de l’idée que la nature était inépuisable, or
aujourd’hui nous nous heurtons à la constatation que nos ressources sont
tarissables et que nos actions peuvent modifier la Terre sur laquelle nous vivons.

Le développement de procédés permettant d’utiliser les énergies renouvelables

est aujourd’hui un des enjeux majeurs de notre société. Parmi ces énergies,
l’énergie solaire montre une attractivité spécifique puisqu’elle est en abondance
sur Terre et inépuisable. Le flux d’énergie moyen reçu au niveau de la Terre est
de l’ordre de 1300 W.m-2 (ciel dégagée). L’atmosphère en réfléchit et en absorbe
une partie et, en moyenne, la Terre reçoit au niveau du sol 1000 W.m-2.

Le solaire thermique thermodynamique est une des technologies les plus efficaces
pour valoriser cette ressource. C’est au milieu des années 1970 que le concept de
centrales solaires thermodynamiques commence à éveiller l’intérêt de centres de
recherche et de grands groupes industriels. Dans les années 1980, des
plateformes expérimentales sont développées partout dans le monde.

Malgré le potentiel indéniable des centrales solaires thermodynamiques à

produire une énergie « propre » et renouvelable, leur fonctionnement est
actuellement fortement contraint par le caractère intermittent de l’énergie
solaire. En effet, cette ressource est, de par sa nature, intermittente (jour/nuit),
aléatoire (passages nuageux), diluée et décalée par rapport à la demande
énergétique quotidienne ou saisonnière. Pour que la production d’électricité soit
efficace et optimisée, il faut nécessairement développer une solution de stockage.
Les centrales solaires thermodynamiques présentent l’avantage de pouvoir
stocker l’énergie sous forme thermique, Actuellement, trois procédés de stockage
permettent de stocker de la chaleur : par chaleur sensible, par chaleur latente et
par voie thermochimique.

Plusieurs travaux ont porté sur l’étude des capteurs cylindro-paraboliques (la
géométrie du capteur, ses paramètres internes et les paramètres externes comme
l’ensoleillement, la température ambiante …etc) et des technologies mises en

1
œuvre dans les centrales solaires, ainsi qu’à la résolution de la problématique du
stockage.

Notre travail s’inscrit dans ce processus. Il consiste à dresser l’état des lieux des
technologies mises en œuvre dans les centrales solaires thermodynamiques.

En plus de cette introduction, ce mémoire est constitué de trois chapitre (03)

chapitres et d’une conclusion :

Le premier chapitre est consacré à présenter brièvement les généralités

Le deuxième chapitre concerne les centrales solaires thermodynamiques

Le troisième chapitre présente les bilans énergétiques d’un tube de concentration

et le stockage thermiques

Le mémoire est clôturé par une conclusion générale.

2
1. Chapitre 1 Généralités
Une centrale solaire thermodynamique à concentration (ou centrale solaire
thermique à concentration ou encore hélio-thermodynamique, en anglais CSP
-Concentrating Solar Power-) est une centrale qui concentre les rayons du Soleil à
l'aide de miroirs afin de chauffer un fluide caloporteur qui permet en général de
produire de l'électricité. Ce type de centrale permet, en stockant ce fluide dans un
réservoir, de prolonger le fonctionnement de la centrale plusieurs heures au-delà
du coucher du Soleil [1].

1.1. Les capteurs solaires à concentration

Pour atteindre des températures élevées (supérieures à 120°C), il est nécessaire
de concentrer les rayons solaires par des jeux appropriés d'éléments
réfléchissants (miroirs) ou de lentilles. La contrainte principale, outre le coût des
dispositifs plus élevé que celui des capteurs plans, est le système de poursuite
destiné à suivre le soleil dans sa course. Le flux solaire reçu par le capteur est
d'abord réfléchi sur les miroirs du concentrateur, puis il traverse généralement
un vitrage destiné à isoler thermiquement le foyer où il est absorbé par une
surface appropriée. La réflexion, la transmission à travers le vitrage, et
l'absorption se traduisent par des pertes optiques, caractérisées globalement par
une efficacité. Dans les capteurs à concentration élevée, seule la composante
directe du rayonnement solaire peut être dirigée vers le foyer, la composante
diffuse ne pouvant être concentrée. L'absorbeur s'échauffe et perd de la chaleur
vers l'extérieur sous forme essentiellement de rayonnement et de convection.
Cette perte peut être caractérisée par un coefficient de pertes thermiques U. Un
fluide caloporteur refroidit l'absorbeur en emportant la chaleur utile qui est
ensuite convertie ou transférée pour différents usages.

1.1.1. Les capteurs paraboliques et sphériques

Le concentrateur parabolique ou sphérique est aussi appelé assiette. Les

rayonnements solaires réfléchis par le miroir parabolique convergent vers un seul
point, le foyer de la parabole. Le système doit être orienté à tout instant vers le
3
soleil. Le facteur de concentration moyen dépasse le millier, ce qui permet de
porter le fluide à très haute température, au-delà de 700 °C) [2]. Il existe
plusieurs modèles de ces assiettes, de 50 à 100 m², bien adaptées à des
puissances modestes (5 à 25 kWe). le rendement maximal est ηmax= 25 %.

Figure 1.1 Capteur solaire sphérique

1.1.2. Les captures cylindro-paraboliques :

La technologie des capteurs cylindro-paraboliques est actuellement la plus

éprouvée des techniques de concentration solaire. De nombreuses installations
ont déjà été testées et commercialisées, dont certaines dans les années 80. Il est
composé d'un réflecteur parabolique (miroir), d'une structure métallique, d'un
tube récepteur et du système de poursuite solaire 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 .l’avantage de ces
miroirs paraboliques, le suivi du soleil est simplifié : il s’effectue sur un seul axe
au lieu de deux pour les héliostats. Les concentrateurs sont généralement orienté
nord-sud et pivotent d’est en ouest pour suivre la course du soleil [2].La
concentration maximale de ce Capteur est Cmax= 215 et le rendement maximal
est ηmax= 50 % .

4
 Figure 1.2 Captures cylindro-paraboliques

1.1.3. Les capteurs solaires type Fresnel

Un facteur de coût important dans la technologie des collecteurs cylindro-

paraboliques et la mise à forme du verre pour obtenir la forme parabolique
requise. Afin de diminuer ce coût, plusieurs groupes de recherche travaillent sur
des prototypes de collecteurs de Fresnel à focalisation linéaire .L'idée est
d'approximer la forme parabolique du collecteur par une succession de miroirs
plans, comme indiqué sur la figure 1.3.

Un premier étage de réflecteur est installé sur le sol. Le rayonnement est réfléchi
au foyer de la parabole approximée par le jeu de miroirs. Un deuxième étage de
réflecteurs redirige le rayonnement vers le tube récepteur [2].Ce second étage de
réflecteurs, en plus de réfléchir le rayonnement, joue aussi le rôle d'isolant pour
le tube récepteur. Il est en effet recouvert d'une importante couche d'isolation en
sa partie supérieure.

5
 Figure 1.3 captures solaires type Fresnel

1.2. Les centrales solaires à tour :

Sont considérées comme hautement prometteuses bien qu’elles souffrent d’une
moins longue expérience que la technologie des miroirs cylindro-paraboliques.
Une tour de 40 étages soutient un capteur dominé par un champ équipé de
centaines de miroirs héliostats (miroirs orienteurs), des miroirs qui suivent
chacun le soleil (figure 1.4). Comme pour les miroirs cylindro-paraboliques, un
liquide transporte l’énergie vers la centrale énergétique. La tour solaire nécessite
moins de tuyaux sur le terrain, mais elle souffre du grand nombre d’héliostats
équipés de suiveurs complexes à deux axes [2].

Figure 1.4 Centrale solaire à tour

1.3. Composants d’une centrale CSP

Le cœur d’une centrale solaire thermodynamique est constitué par le récepteur
solaire auquel est associé le fluide de transfert. La nature du fluide de transfert

6
utilisé (liquide, gaz, ou diphasique) et la température d’utilisation visée
déterminent pour une large part le concept général de la centrale et le
dimensionnement de ses composants essentiels (récepteur, stockage, échangeur
éventuel avec le fluide de travail du cycle thermodynamique). Il existe plusieurs
concepts de récepteurs solaires, et différents fluides caloporteurs et cycles
thermodynamiques ont été proposés et testés pour convertir en électricité
l’énergie solaire concentrée.

1.3.1 Récepteur solaire

La majorité des récepteurs met en œuvre un chauffage indirect .Dans ces

systèmes, le récepteur reçoit le rayonnement solaire et il est refroidi par
circulation interne de fluide. Ce fluide de transfert – ou fluide caloporteur – a
pour fonction de refroidir efficacement le récepteur solaire de façon à acquérir sa
température de sortie sans provoquer d’élévation trop forte de la température des
parois qui sont le siège des pertes thermiques. Pour y parvenir, il convient
d’assurer le meilleur coefficient d’échange entre le fluide et le matériau du
récepteur et un bon transfert de chaleur dans les parois de ce dernier .L’exemple
le plus simple et le plus fréquemment rencontré est celui du récepteur à tubes,
dont

La conception est inspirée de celle de nombreuses chaudières conventionnelles.

On le trouve associé à tous les types de concentrateur, parabolique, à tour et
cylindro-parabolique.

Figure 1.5 Concept de récepteur tubulaire pour capteur cylindro-parabolique

7
Le schéma de la figure 1.6 illustre l’absorption dans un récepteur tubulaire. C’est
la configuration de récepteur la plus classique. Des configurations où le transfert
à la paroi est plus efficace existent, en utilisant par exemple une plaque refroidie
en face arrière grâce à une géométrie de type ailettes ou cannelures, ou bien
encore une structure en nid d’abeille qui offre l’avantage de piéger le
rayonnement solaire et donc de diminuer l’émissivité apparente .Un autre
exemple, moins fréquent et réservé aux cas où le fluide est un gaz, est celui des
récepteurs volumétriques. Une paroi poreuse ou micro-cannelée est chauffée par
le rayonnement solaire. Le gaz est introduit – ou aspiré s’il s’agit de l’air ambiant
– sur la face irradiée et il est progressivement chauffé en circulant dans les pores.
La surface qui supporte les pertes thermiques radiatives conserve une
température inférieure à la température de sortie du gaz. Ces récepteurs
conservent donc des performances relativement bonnes à très haute température,
mais leur conception est délicate et leur usage est confidentiel du fait de la
complexité et du coût des matériaux mis en œuvre. Dans les systèmes à
chauffage direct, c’est le fluide qui absorbe la plupart du rayonnement solaire
.Dans le cas d’un liquide, l’écoulement se fait en film le long d’une paroi. Dans le
cas d’un gaz, on crée un écoulement gaz-solide en introduisant des particules qui
accroissent l’absorption et coupent la transmission du rayonnement. Ces
dispositifs récepteurs ont été testés mais ils ne sont pas utilisés dans les concepts
actuels de centrales solaires car leur régime de fonctionnement est difficile à
stabiliser du fait de la difficulté à contrôler l’écoulement.

Figure 1.6 Modes d’absorption et températures de fluide et d’absorbeur

8
1.3.2 Fluide de transfert

Le choix du fluide de transfert est primordial : il détermine la température

maximale admissible et oriente le choix de la technologie et des matériaux du
récepteur ;il conditionne largement la possibilité et la commodité du stockage.

Le fluide de transfert peut aussi avantageusement être le fluide de travail du

cycle thermodynamique ; on fait dans ce cas l’économie d’un échangeur .Dans le
cas général d’un absorbeur surfacique, le transfert de chaleur entre le fluide et la
paroi de l’absorbeur est représentée classiquement par le nombre de Nusselt. Ce
dernier varie avec les propriétés du fluide et les conditions de l’écoulement,
représentées respectivement par deux nombres adimensionnels : le nombre de
Prandtl et le nombre de Reynolds. Les huiles sont des fluides monophasiques qui
présentent un coefficient d’échange correct. Leur gamme de température est
limitée à environ 400 °C. Elles se prêtent au stockage dans des bacs à
stratification. Les huiles minérales, très inflammables, sont abandonnées au
profit des huiles synthétiques. C’est le fluide le plus couramment employé dans
les centrales à capteurs cylindro-paraboliques et cycle de Rankine. Leur mise en
œuvre nécessite des précautions pour éviter les dégâts environnementaux en cas
de fuite. À cause de la pression de vapeur élevée, supérieure à 1 MPa à 400 °C,
les huiles ne sont pas les meilleurs fluides pour le stockage thermique car les
bacs de stockage doivent être dimensionnés pour supporter la forte pression
statique [3].

Les métaux liquides – notamment le sodium liquide – ayant été abandonnés pour
des raisons de sécurité d’utilisation et d’impact très négatif sur l’environnement,
on utilise d’autres fluides lorsque l’on souhaite accroître au-delà de 400 °C la
température de la chaleur primaire produite par le concentrateur solaire. Trois
candidats sont retenus :

 un mélange de sels fondus ;

 la vapeur d’eau ;
 l’air.

9
1. Chapitre 2
Revue détaillée sur les centrales solaires

2.1. Centrales solaires de première génération et

travaux exploratoires :

Il s’agit de centrales prototypes de faible puissance, exploitées à titre

expérimental par des organismes publics à vocation de recherche. Dans ces projets,
aujourd’hui terminés, l’objectif était de tester et de valider les principaux choix
techniques, d’évaluer les performances des filières et de leurs composants.
prototypes de centrales à tour
Des prototypes de centrales à tour de puissances inférieures à 11 MWe ont ainsi été
exploités à titre expérimental dans les années 1980 à 2000. Ces installations sont
répertoriées dans le tableau 2.1. La centrale Thémis de 2,5 MWe, installée à Targasonne
en France et exploitée de 1983 à 1986, a démontré la validité du concept de caloporteur à
sel fondu et stockage de sel [4]-[7]. Ce concept a été repris et poursuivi à Barstow en
Californie avec l’expérience Solar Two, 1997-2000. Auparavant aux États-Unis, la
production directe de vapeur dans le récepteur central d’une tour avait été validée par
l’expérience Solar One en Californie, 1982-1985 malgré un incident majeur sur le
récepteur.

Figure 2.1 Centrale Solar Two, Barstow, USA, champ solaire

75 000 m2, caloporteur et stockage sel fondu, cycle Rankine12,4 MWe

10
 Certaines réalisations ne concernent que des composants pour la conversion de
l’énergie solaire en chaleur et excluent le couplage entre la boucle solaire primaire et la
boucle utilisatrice. Le cycle utilisateur en aval est considéré à juste titre comme un
composant conventionnel dont les améliorations futures ne relèvent pas des travaux
effectués par les spécialistes du solaire. Les récepteurs à air atmosphérique, par exemple,
ont été testés à l’échelle de quelques centaines de kilowatts thermiques. Quelques
travaux expérimentaux sur le stockage font également l’objet de réalisations de
prototypes spécifiques
 stockage sur lit de particules solides ;
 stockage sur béton avec tubes noyés.

Deux sites principaux accueillent ces expériences :

 la plate-forme solaire d’Almeria en Espagne, exploitée par le centre

de recherche CIEMAT ;
 aux États-Unis le centre d’essais de SANDIA Laboratoires à
Albuquerque (Nouveau Mexique)

11
 Tableau 1.1 Principales installations prototypes à récepteur central [4]

La filière parabole-Stirling,
destinée à la production décentralisée d’électricité par des unités de faible puissance (10
à 25 kWe), a été explorée depuis les années 1985 notamment par la DLR (Deutsches
Zentrumfür Luft undRaumfahrt) en Europe et par Sandia aux États-Unis. Des petites
industries se sont très vite intéressées à ce concept, et ont contribué aux progrès de cette
filière en recherchant à fiabiliser les composants relevant de technologies de pointe. C’est
le cas par exemple de Schlaich Bergermannund Partners en Allemagne et de Stirling
Energy Systems aux États-Unis. Aujourd’hui, quelques prototypes pré-industriels de
parabole-Stirling sont exploités à titre expérimental et démonstratif. On compte sept
exemplaires du prototype SES 25 kWe :
 six à Albuquerque, USA, exploités par Sandia Labs ;
 un à Johannesburg, Afrique du Sud, exploité par Eskom. En Europe, six
unités Eurodish de 10 kWe produite par SBPSOLO sont installées dans
quatre pays :
 deux à la DLR-PSA, Espagne ;
 une à l’Université de Séville, Espagne ;
 une au CESI, Italie ;
 une à Wurzburg, Allemagne ;
 la dernière au CNRS-Odeillo, France.

12
 Figure 1.2 Prototype préindustriel Eurodish, 10 kWe, construit par
SBP-SOLO (Allemagne)

Les centrales SEGS (Solar Electricity Generation System)

Situées dans le désert de Mojave en Californie sont les seules centrales solaires
exploitées industriellement depuis plus de 20 ans. Conçues et construites par la société
Luz grâce à des capitaux israéliens et américains et à la faveur de mesures fiscales
avantageuses, elles totalisent une capacité de 354 MWe répartie en neuf tranches de 14 à
80 MWe. Les mesures incitatives ayant été suspendues, aucune centrale n’a été
construite après 1991. La faillite de la société Luz a freiné le développement industriel de
cette technologie. Les centrales SEGS mettent en œuvre la technologie des capteurs
cylindro-paraboliques à caloporteur huile, qui est la technologie la plus mature.

Figure 1.3Centrales SEGS, USA, 354 MWe en 9 tranches, capteurs

cylindro-paraboliques à huile, cycle de Rankine de 14 à 80 MWe
13
 Les tableaux 2.2 et 2.3 montrent respectivement les principales installations
prototypes, et les performances des systèmes de référence.

Tableau 1.2 Principales installations prototypes à capteurs cylindro-paraboliques

Tableau 1.3 Performances actuelles des systèmes de référence

14
2.2 Centrales solaires de deuxième génération : des prototypes
précommerciaux :
Aux centrales de première génération, conçues de 1975 à1990, succède aujourd’hui la
deuxième génération d’installations solaires basée sur des concepts déjà validés, avec
parfois quelques améliorations techniques.
Les politiques incitatives adoptées notamment en Espagne et dans quelques états du
sud-ouest des USA (Californie, Arizona, Nevada) ouvrent des perspectives nouvelles de
développement industriel des centrales avec l’espoir de pénétrer le marché de l’électricité.
Une industrie des technologies solaires à concentration se construit en Europe et aux
USA. Les projets de centrales de deuxième génération font largement appel à des
investissements privés et sont portés par des groupements industriels investisseurs
(Solar Millennium, ACS, Acciona), constructeurs et ensembliers (Solucar-Abengoa,
Ghersa, Inabensa, Flabeg, Schott, Solargenix), ingénieristes (Flagsol, SBP, SENER) et
exploitants (APS).Aux USA, Solargenix a mis en service fin 2005 en Arizona une centrale
de 1 MW à capteurs cylindro-paraboliques et cycle de Rankine organique. La même
société a démarré en 2006 la construction au Nevada d’une centrale de 65 MW qui
comportera un champ de capteurs cylindro paraboliques de 300 000 m2 et occupera une
surface au sol de 1,4 km²
Les projets en Europe sont PS10, Andasol et Solar Tres, tous trois situés en
Espagne, où le tarif de rachat de l’électricité solaire thermodynamique a été porté à 0,28
€/kWh pour des installations de puissance limitée à 50 MWe. La première est en
exploitation, la deuxième est en chantier, la construction de Solar Tres n’a pas démarré.
Conçue et exploitée par Solucar, PS10 est une centrale à tour à génération
directe de vapeur saturée, stockage d’eau pressurisée et cycle à vapeur saturée (figure
2.4). Elle est installée à Sanlucar, à proximité de Séville, où la ressource solaire directe
annuelle atteint 2 015 kWh/m2.an. Le champ solaire comporte 624 héliostats de 121 m2.
Le récepteur est une cavité constituée par 4 panneaux de tubes de 5 m × 12 m ; le
stockage thermique a une capacité de15 MWh ; la vapeur est fournie au cycle sous 40 bar
à 250 °C. La puissance nominale est de 11 MWe et la production annuelle estimée est de
23 GWh/an. La centrale occupe une surface de 60 ha ; la mise en service a été faite en
2007.

15
 Figure1.4 Cycle à vapeur saturée d’une CSP

Figure1.5 Centrale PS10 près de Séville (Espagne)

Andasol est un projet industriel de centrale à capteurs cylindro-paraboliques et

de fluide caloporteur à l’huile. La particularité de cette centrale est la disposition d’un
stockage de très grande capacité (7 h) et d’un champ solaire surdimensionné (500 000 m2)
par rapport au cycle (50 MWe). L’objectif est de produire l’électricité au plus près de la
courbe de charge du réseau, soit de 9 h à 23 h.
Solar Tres est une centrale à tour à fluide caloporteur sel fondu et stockage à sel
fondu, directement issue des expériences Thémis et Solar Two. Les Seules différences,
sont le générateur de vapeur qui sera placé dans la tour et les pompes à sel seront noyées
dans les bacs de stockage. Un champ de miroirs surdimensionné de 264 825 m2(2 750

16
héliostats de 96,3 m2) et un stockage de 15 h alimenteront un cycle de Rankine de
puissance nominale 17 MWe. Selon le concepteur SENER, la production annuelle
estimée de Solar Tres exploitée sous un ensoleillement de 2 060 kWh/(m2.an) sera de 105
566 MWh. Le facteur de capacité ainsi atteint sera très élevé : 71 %.
Une vingtaine de projets de centrales 100 % solaires ou hybrides sont
actuellement à l’étude dans le monde, ce qui représente une capacité solaire de
production voisine de 2 000 MWe. La plupart mettent en œuvre la technologie la plus
mûre aujourd’hui : les capteurs cylindro-paraboliques et comme caloporteur de l’huile.
Les projets de centrales solaires dans les pays en développement (Inde, Algérie, Maroc)
bénéficient d’un fond d’aide au développement accordés par la Banque mondiale. Le
tableau 2.3 indique les principaux projets. Il s’agit d’installer un champ de capteurs
Solaires cylindro-paraboliques à huile, couplé à une centrale au gaz à cycle combiné de
150 MWe. La puissance solaire installée est de 30 MWe.

Tableau 1.4 Projets actuels de centrales solaires dans le monde

Tours solaires.
Il consiste à créer un mouvement convectif d’air chauffé dans une immense serre
déployée au sol pour alimenter une cheminée qui rejette l’air en altitude à plus basse
température [8]. Une turbine installée au pied de tour est entraînée par la poussée
résultant du déplacement de la masse d’air à faible vitesse. Le rendement de cette
machine thermodynamique est faible, la température de source chaude demeure limitée
à quelques dizaines de degrés. L’unique et modeste réalisation expérimentale de hauteur
195 m pour 50 kW construite en 1982 et exploitée jusqu’en 1989 à Manzanares (Espagne)
par la société allemande Schlaich Bergermannund Partner [9], [10] a encouragé la
création en Australie du groupe Enviro Mission pour promouvoir un projet de
17
construction d’une tour solaire haute de 1 000 m capable de générer 200 MW. Par défaut
de financement, ce projet colossal est toujours dans les limbes.

Centrales du futur et efforts de recherche.

Les filières présentant encore des risques technologiques élevés constituent les
centrales de troisième génération. Leur exploitation à l’échelle industrielle (50 à 200
MWe) nécessite au préalable des étapes intermédiaires de développement à l’échelle
pilote (1 à 10 MWe). Selon une étude effectuée en 2004 par le programme européen
ECOSTAR [11], [12] les travaux de recherche à entreprendre pour faire baisser le coût de
l’électricité solaire concerne en priorité les concentrateurs, les dispositifs de stockage et les
récepteurs. Le tableau 2.5 indique les principales innovations dans ces trois domaines, les
gains de performance et les échéances correspondantes.

Tableau 1.5 principales innovations dans les centrales CSP

Les outils de conception et d’évaluation développés par les centres de recherche au

cours des vingt dernières années ont atteint un niveau de fiabilité qui permet d’effectuer
des projections de performances et de coûts à partir des données accumulées par les
expérimentations de systèmes de référence [13]. Les résultats du programme européen
ECOSTAR sont à ce titre instructif. Pour toutes les filières, l’ensoleillement du site est
déterminant. Le coût de l’électricité produite par une centrale exploitée sous 2 900
kWh/(m2.an) au lieu de 2 000 kWh/(m2.an) est réduit de 31 %. En situant des projets de
même puissance (50 MWe) au même lieu (Séville, Espagne) et avec une contrainte de

18
 production électrique identique (pleine puissance de 9 h à 23 h ou heures ensoleillées), on
analyse les performances de différentes technologies de maturité distincte. Le tableau 2.6
rassemble les résultats essentiels de cette étude pour 2 filières cylindro-paraboliques
(huile ou eau/vapeur) et 4 filières à tour (sels fondus, vapeur saturée, air à 1 atm et
hybride air pressurisé). Les rendements annuels solaire-électricité se situent entre 13,5 %
et 19,1 %, sauf pour la filière avec génération directe de vapeur surchauffée (9,9 %)
pénalisée par un rendement de cycle faible (26 %) dû à la faible dimension du système de
référence (4,7 MWe). Les filières les moins avancées présentent les plus forts potentiels
de réduction de coût, ce qui placera toutes les technologies dans une même fourchette de
coût de production de 0,11 à 0,15 €/kWhe à l’horizon 2015. À ces réductions liées aux
progrès des performances, il convient d’ajouter la réduction de coût liée au déploiement de
ces technologies et à l’accroissement de la taille individuelle des unités.

Tableau 1.6 Performances estimées pour les systèmes de référence avec une puissance installée de
50 MWe et exploités sous ensoleillement de Séville (2 014 kWh/(m2.an))

2. Chapitre 3

19
Chapitre 3

Bilans énergétiques et stockage thermiques

3.1 Définitions
3.1.1 Ratio de concentration
Un rapport de concentration de flux local peut être défini comme le rapport du
flux en un point quelconque sur le récepteur par rapport à l'ouverture, qui varie à travers
le récepteur [14 ]. Le rapport de concentration de surface est le rapport entre la surface
miroir 𝐴𝑎 et la surface de l’absorbeur 𝐴𝑟 :
𝐴𝑎
𝐶= (3.1)
𝐴𝑟

Le développement du taux de concentration maximale, est basé sur la seconde loi de

thermodynamique appliquée à l'échange de chaleur par rayonnement entre le soleil et le
récepteur. On considéré le concentrateur circulaire avec zone d'ouverture𝐴𝑎 et la zone de
visualisation du récepteur𝐴𝑟 , et le soleil de rayon r à la distance R.

Figure 2.1Schéma du soleil à Ts à la distance R à partir d'un concentrateur avec

zone d'ouverture Aa et zone de réception Ar

Le demi-angle sous-tendu par le soleil est (theta). Si le concentrateur est parfait,

le rayonnement du soleil sur l'ouverture (et donc aussi sur le récepteur) est la fraction du
rayonnement émis par le soleil, qui est interceptée par l'ouverture. Bien que le soleil n’est

20
pas un corps noir, aux fins d'une analyse approximative il est peut être considéré comme
un corps noir à Ts:
𝑟2
𝑄𝑠→𝑟 = 𝐴𝑎 𝜎𝑇 4 (3.2)
𝑅2 𝑠

L’énergie de radiation d’un corps noir est égale à 𝐴𝑟 𝑇𝑟4 et une fraction de 𝐸𝑟−𝑠

𝑄𝑟→𝑠 = 𝐴𝑟 𝜎𝑇𝑟4 𝐸𝑟−𝑠 (3.3)

Quand Tr et Ts sont égales, le deuxième principe de la thermodynamique

implique que 𝑄𝑠→𝑟 est égale à 𝑄𝑟→𝑠 , on trouve ainsi :

𝐴𝑎 𝑅2
= 𝐸 (3.4)
𝐴𝑟 𝑟 2 𝑟−𝑠

Et comme la valeur maximale de 𝐸𝑟−𝑠 est l’unité, le ratio de concentration

maximum pour un concentrateur circulaire est :

𝐴𝑎 𝑅2 1
( ) = 2= (3.5)
𝐴𝑟 𝑐𝑖𝑟𝑐𝑢𝑙𝑎𝑖𝑟𝑒,𝑚𝑎𝑥 𝑟 𝑠𝑖𝑛²𝜃𝑠

𝐴𝑎 1
( ) = (3.6)
𝐴𝑟 𝑙𝑖𝑛é𝑎𝑖𝑟𝑒,𝑚𝑎𝑥 sin 𝜃𝑠

Ainsi, avec θs = 0.27◦, le rapport de concentration maximale possible pour les

concentrateurs circulaires est 45000, et pour les concentrateurs linéaires, le
maximum est de 212.. La Figure 3.2 montre les plages pratiques de ratios de
concentration et les types de systèmes d'optiques nécessaires pour fournir de
l'énergie à différentes températures.

21
 Figure 2.2 Relation entre le rapport de la concentration et de la
température de fonctionnement du récepteur [14]

3.1.2 Performance thermique des capteurs à concentration

Les miroirs du collecteur réfléchissant les rayons du soleil vers le récepteur .Ce
récepteur est un tube opaque recouvert d’une enveloppe en verre, afin d’éviter les
pertes par convection entre la surface absorbante et l’enveloppe de verre on crée
un vide entre elles

1 : fluide caloporteur

2 : Récepteur

3 : le vide

4 : l’enveloppe

5 : l’ambiance

Figure 2.3 vue en coupe du tube du collecteur

22
Le transfert de chaleur entre le fluide et le récepteur est donnée par : Q1
𝑄1 = 𝜋𝐷𝑟 𝐿ℎ𝑓 (𝑇𝑓 − 𝑇𝑟,𝑖 ) (3.7)

Où :

ℎ𝑓 : Coefficient d’échange convectif

𝑇𝑟,𝑖 ; Température de la couche interne de récepteur

𝐷𝑟 : Diamètre du récepteur

ℎ𝑓 : est calculé en fonction du nombre de Nusselt

𝑇𝑓 : Température de fluide

Le transfert de chaleur entre le récepteur et l’enveloppe est donnée par :

Q2

2𝜋𝑘𝑒𝑓𝑓 𝐿 𝜋𝐷𝑟 𝐿𝜎(𝑇𝑟4 − 𝑇 4 )

𝑄2 = (𝑇𝑟 − 𝑇𝑐𝑖 ) + 1 1−𝜀 𝐷 𝑐𝑖 (3.8)
ln(𝐷𝑐𝑖 ⁄𝐷𝑟𝑜 ) + 𝑐
( 𝑟𝑜 )
𝜀𝑟 𝜀𝑐 𝐷𝑐𝑖

Ce transfert est constitué principalement par le rayonnement et de la convection

entre le récepteur et l’enveloppe.

Avec :

𝑘𝑒𝑓𝑓 : Conductivité effective entre l’absorbeur et l’enveloppe

𝐿 : Longueur de tube

𝐷𝑐𝑖 : Diamètre intérieur de l’enveloppe

𝐷𝑟𝑜 : Diamètre extérieur de récepteur

𝑇𝑟 : Température de récepteur

𝑇𝑐𝑖 : Température de la couche interne de l’enveloppe

𝜎 : Constante de Boltzmann

23
𝜀𝑐 : Émissivité de l’enveloppe

𝜀𝑟 :Émissivité de récepteur

Le transfert de chaleur à travers l’enveloppe est donné par : Q3

2𝜋𝑘𝑐 𝐿(𝑇𝑐𝑖 − 𝑇𝑐𝑜 )

𝑄3 = (3.9)
ln(𝐷𝑐𝑜 ⁄𝐷𝑐𝑖 )

Où :

𝑘𝑐 : Conductivité de l’enveloppe

𝐷𝑐𝑜 : Diamètre extérieure de l’enveloppe

𝐷𝑐𝑖 : Diamètre intérieur de l’enveloppe

𝑇𝑐𝑜 : Température de la couche externe de l’enveloppe

𝑇𝑐𝑖 : Température de la couche interne de l’enveloppe

Le Transfert de chaleur entre le l’enveloppe et le milieu extérieur est

donne par : Q4

4 4
𝑄4 = 2𝜋𝐷𝑐𝑜 𝐿ℎ𝑤 (𝑇𝑐𝑜 − 𝑇𝑎 ) + 𝜀𝑐 𝜋𝐷𝑐𝑜 𝐿𝜎(𝑇𝑐𝑜 − 𝑇𝑠𝑘𝑦 ) (3.10)

où :

𝑇𝑎 : Température de l’air ambiant

𝑇𝑠𝑘𝑦 : Température du ciel

ℎ𝑤 : Coefficient d’échange convectif avec l’ambiant

3.1.3 Coefficient d’échange Global

L’évaluation du coefficient d’échange Global Ul se fait En utilisant l’analogie

électrique, on peut donc écrire :

𝑄𝑙𝑜𝑠𝑠 = 𝑈𝐿 𝐴𝑟 (𝑇𝑟 − 𝑇𝑎 ) (3.11)

où : 𝑈𝐿 est le coefficient d’échange global entre le récepteur et l’air ambiant :

24
 𝑈𝐿 = 𝑄𝑙𝑜𝑠𝑠 /𝐴𝑟 (𝑇𝑟 − 𝑇𝑎 ) (3.12)

En examinent les facteurs qui représentent la variation de la température dans

la direction d'écoulement. Le développement est analogue à celui des capteurs
plans, mais les différentes géométries nécessitent une procédure modifiée.
Traitant alors de nouveau les systèmes de concentration linéaires avec des
récepteurs cylindriques.

Le coefficient de transfert thermique global (sur la base du diamètre du tube à

l'extérieur du récepteur) entre le cadre et le fluide est :

−1
1 𝐷𝑜 𝐷𝑜 ln(𝐷𝑜 ⁄𝐷𝑖 )
𝑈0 = ( + + ) (3.13)
𝑈𝐿 ℎ𝑓𝑖 𝐷𝑖 2𝑘

où

𝐷𝑖 :Diamètres intérieur de tube

𝐷𝑜 :Diamètres extérieur de tube

𝑘 : Conductivité thermique du tube.

ℎ𝑓𝑖 : Coefficient de transfert de chaleur à l'intérieur du tube

Le gain d’énergie utile par unité de longueur du collecteur Qu, est exprimé en
termes de température de récepteur local Tr, et le rayonnement solaire absorbé
par unité de l'ouverture S, est :

𝐴𝑎 𝑆 𝐴𝑟 𝑈𝐿
𝑞𝑢′ = − (𝑇𝑟 − 𝑇𝑎 ) (3.14)
𝐿 𝐿

où

𝐴𝑎 ; Surface d’ouverture

S : Flux solaire absorbé W/m²

𝐴𝑟 Surface de récepteur

25
Aa est la région non ombrée de l'ouverture de concentrateur et Ar est l'aire de
récepteur (πDL pour l'absorbeur cylindrique). Et en ce qui concerne le transfert
d'énergie vers le fluide à la température locale du fluide 𝑇𝑓 :

(𝐴𝑟 ⁄𝐿 )(𝑇𝑟 − 𝑇𝑓 )
𝑞𝑢′ = 𝐷0 𝐷0 𝐷0 (3.15)
+( 𝑙𝑛 )
ℎ𝑓𝑖𝐷𝑖 2𝑘 𝐷𝑖

En éliminant le terme Tr à partir des équations précédentes on obtient :

𝐴𝑟 𝐴𝑟
𝑞𝑢′ = 𝐹 ′ [𝑆 − 𝑈 (𝑇 − 𝑇𝑎 )]
𝐿 𝐴𝑎 𝐿 𝑓 (3.16)

Ainsi le facteur d’efficacité du capteur solaire :

1⁄𝑈𝐿
𝐹′ = 1 𝐷𝑜 𝐷𝑜 ln(𝐷𝑜⁄𝐷𝑖) (3.17)
+ +
𝑈𝐿 ℎ𝑓𝑖 𝐷𝑖 2𝑘

où,

𝑈0
𝐹′ = (3.18)
𝑈𝐿

La puissance utile peut aussi être donnée en fonction de la température d’entrée

du fluide par :

𝐴𝑟
𝑄𝑢 = 𝐹𝑅 𝐴𝑎 [𝑆 − 𝑈 (𝑇 − 𝑇𝑎 )]
𝐴𝑎 𝐿 𝑖 (3.19)

où 𝑇𝑖 est Température d’entré fluide

D'une manière analogue à celle d'un capteur plan, le facteur d’écoulement de

collecteur 𝐹 ′′ est donnée par :

𝐹𝑅 𝑚̇ 𝐶𝑝 𝐴𝑟 𝑈𝐿 𝐹′
𝐹 ′′ = ′
= [1 − 𝑒𝑥𝑝 (− )] (3.20)
𝐹 𝐴𝑟 𝑈𝐿 𝐹′ 𝑚̇ 𝐶𝑝

26
où :

𝑚̇ : Débit de fluide

𝐶𝑝 : Capacité calorifique de L’HTF

3.2 Stockage d’énergie thermique

3.2.1 Intérêt d’un système de stockage dans les centrales solaires
thermodynamiques

Quelle que soit leur technologie, le fonctionnement des centrales solaires

thermodynamiques est fortement contraint par le caractère intermittent de l’énergie
solaire. Pour que la production d’électricité soit efficace et optimisée, il faut
nécessairement développer une solution de stockage. Les centrales solaires
thermodynamiques présentent l’énorme avantage d’avoir la possibilité de stocker de
l’énergie thermique, ce qui est, à priori, bien moins onéreux que le stockage d’énergie
électrique. Il existe par exemple un facteur 20 au minimum entre le coût des batteries
lithium/ion, estimé à 1000 €/kWh et celui des solutions de stockage d’énergie thermique
par matériaux à changement de phase (actuellement les plus onéreuses se situant vers
50 €/kWh).
L’objectif d’un système de stockage est de découpler la production d’électricité de
la ressource énergétique. Deux échelles de temps apparaissent, les systèmes de stockage
à court terme (< 1 h) qui ont pour objectif de :

 maintenir la production constante pendant les passages nuageux ;

 diminuer le nombre de phases de démarrage et d’arrêt des turbines ;

Et, les systèmes de stockage de masse (> 1 h) qui ont pour objectif de ;

 optimiser le fonctionnement des turbines ;

 adapter au maximum la production à la demande ;
 augmenter la capacité de la centrale ;

27
 Les systèmes de stockage d’énergie thermique ont généralement des temps de
réponse assez longs et seront donc plus efficaces s’ils sont utilisés en tant que
systèmes de stockage de masse [20].

3.2.2 Fonctionnement d’un procédé de stockage d’énergie thermique

Le procédé de stockage de l’énergie thermique se déroule en trois étapes :
 La charge, durant laquelle l’énergie thermique issue du champ solaire est
emmagasinée ;
 Le stockage de la chaleur, de durée plus ou moins longue selon les besoins
et/ou le procédé de mise en œuvre ;
 La décharge qui correspond à la phase de restitution de l’énergie thermique
pour produire de l’électricité. Différentes options de pilotage d’une unité de
stockage thermique peuvent être mises en œuvre selon les variations
journalières et annuelles de l’ensoleillement et de la demande en électricité.

3.2.3 Classification des systèmes de stockage

Dans les centrales solaires thermodynamiques, les systèmes de stockage
d’énergie thermique peuvent être classés en deux catégories : actifs ou passifs. Le terme
de stockage actif est utilisé dans le cas où le matériau de stockage circule dans la centrale.
Ce type de stockage se sous divise encore en deux catégories :
 Le stockage actif direct quand le matériau circule dans le champ solaire ;
 Le stockage actif indirect dans le cas contraire.
À l’opposé, dans le cas d’un système de stockage d’énergie thermique passif
(aussi appelé régénérateur), le matériau de stockage ne circule pas dans le procédé.
L’énergie thermique du champ solaire transitant via un fluide caloporteur, est transférée
vers le matériau de stockage à l’aide d’un échangeur. La structure de l’échangeur de
chaleur est au sein même du matériau de stockage.

3.3 Critères de choix et de conception d’un système de

stockage
Les critères de conception d’un système de stockage sont nombreux et leur importance
relative est directement liée à la technologie de la centrale et au mode de fonctionnement
souhaité. Si la capacité thermique, i.e. la quantité d’énergie stockée et restituée, est un
point clé, d’autres critères doivent être pris en compte, qu’ils soient économiques :

28
Coût du matériau de stockage ;
 coût de l’échangeur de chaleur ;
 coûts d’investissement liés à l’encombrement du système de stockage.
Ou bien techniques :
 densité énergétique élevée (par unité de masse ou de volume) ;
 conductivité thermique élevée ;
 transferts de chaleur efficaces entre le fluide caloporteur/de travail et le
matériau de stockage ;
 stabilité mécanique et chimique du matériau de stockage ;
 compatibilité chimique entre le fluide caloporteur/de travail, l’échangeur
de chaleur et/ou le
Matériau de stockage ;
 réversibilité du matériau de stockage pour un nombre élevé de cycles de
charge et de décharge ;
 peu de pertes thermiques ;
 contrôle/commande du procédé maîtrisé.
Tous ces points doivent être pris en compte lors de la conception et du dimensionnement
de l’unité de stockage. Plusieurs solutions technologiques répondant à tout ou partie à ces
critères ont été étudiées. Elles font l’objet des paragraphes suivants.

3.4 Stockage d’énergie thermique par chaleur sensible

3.4.1 Principe de fonctionnement

Dans un système de stockage par chaleur sensible, l’énergie thermique est

stockée par l’augmentation de la température d’un matériau suivant la relation 3.41 :

𝑇𝑐ℎ𝑎𝑢𝑑
𝐸=∫ 𝑚. 𝐶𝑝 . 𝑑𝑇 (3.41)
𝑇𝑓𝑟𝑜𝑖𝑑

Où
E la quantité d’énergie stockée (J),
m la masse du matériau de stockage (kg)
Cp la chaleur spécifique du matériau de stockage (J.kg-1.K-1)
dT la variation de la température durant l’étape de charge (K).

Durant l’étape de charge, l’énergie thermique est transférée au média afin

d’augmenter sa température .Celui-ci est stocké à la température de travail de
l’étape de charge. Lors de la décharge, le média est refroidi afin de récupérer
l’énergie thermique emmagasinée.

29
La capacité d’un matériau à stocker de l’énergie thermique sensible dépend
notamment de la valeur du produit entre sa masse volumique et sa chaleur
spécifique. Néanmoins, les paramètres comme : la température d’exploitation, la
conductivité thermique, la diffusivité, la pression de vapeur, la stabilité et le coût
sont aussi importants [15] ; Le stockage par chaleur sensible peut être réalisé par
un média solide (systèmes de stockage passifs) ou liquide (systèmes de stockage
passifs ou actifs). Avec un média solide, le stockage a lieu dans un lit compact qui
requiert un fluide caloporteur pour l’échange de chaleur. Pour un média liquide
(sels fondus, huiles naturelles et synthétiques, eau) le stockage se fait en général
dans des thermoclines ou dans des réservoirs de stockage [15]

3.4.2 Différents types de médias solides ou liquides

Lors du choix d’un média pour un système de stockage par chaleur sensible,
plusieurs critères sont à prendre en compte. Ils sont répertoriés ci-dessous :

 Les gammes de fonctionnement en termes de température et de pression

doivent être adaptées au procédé ;
 La conductivité thermique du média doit être élevée (diminution de l’inertie) ;
 La masse volumique et la chaleur spécifique du média doivent être élevées
(amélioration de la Densité de stockage) ;
 Le média doit être stable dans le temps et résistant aux cyclages ;
 Le média doit être compatible avec les matériaux de construction ;
 Le coût du média doit être faible.

Quelques exemples de matériaux solides et liquides généralement utilisés pour le

stockage par chaleur sensible sont répertoriés dans l’article de [15]

3.4.3 Solutions technologiques

Il existe différentes technologies permettant de mettre en œuvre un système de
stockage par chaleur sensible. Le Tableau 3.1 présente les solutions techniques
développées à l’échelle industrielle.

30
 Tableau 2.1 quelques technologies de stockage par chaleur sensible existantes

Le stockage par chaleur sensible est la technique de stockage la plus mature à ce

jour. Ce type de stockage est utilisé industriellement dans plusieurs centrales solaires
thermodynamiques. On peut notamment citer : Andasol 1 & 2 (2008), Extrasol 1 & 2
(2010), Alvarado I (2009), Archimede (2010) et une vingtaine d’autres centrales
qui utilisent deux réservoirs de stockage en sels fondus. Solar One (mise en
fonctionnement en 1982 et arrêtée 1985) et IEA-SSPS (en fonctionnement) utilisent
respectivement un réservoir thermocline huiles/roches et un réservoir thermocline huile
pure ou huile/acier. Récemment, dans la centrale solaire de GEMASOLAR (Tour
solaire/Héliostats) possédant un système de stockage actif à deux réservoirs, une
génération d’électricité en continu d’environ 20 MWe a été mise en œuvre durant 48 h (6-7
Juin 2011). Cette première prouve la faisabilité d’une production d’électricité en continu
dans une centrale solaire thermodynamique munie d’un stockage par chaleur sensible et
souligne la robustesse du procédé développé [16]

31
3.5 Stockage d’énergie thermique par chaleur latente

3.5.1 Principe de fonctionnement

L’énergie thermique peut être stockée de façon isotherme grâce à un changement
de phase des matériaux, solide/liquide ou liquide/vapeur. Durant l’étape de charge,
l’énergie thermique fournie au média permet son échauffement, puis son changement de
phase et éventuellement sa surchauffe. Celui-ci est ensuite stocké à la température de
charge. Lors de la restitution de l’énergie celui-ci change de nouveau de phase pour
restituer l’énergie stockée et reprendre son état initial. La Figure 3.4 représente les
différentes étapes d’un tel système de stockage.

Figure 2.4 Profil de changement de phase pour le stockage par chaleur latente
(solide/liquide).

La quantité d’énergie stockée dans le matériau à changement de phase est la

somme des énergies sensibles et de l’énergie latente suivant la relation 3.42 La majeure
partie de l’énergie stockée est comprise dans l’enthalpie de changement de phase du
matériau.

𝑇𝑓𝑢𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑇𝑐ℎ𝑎𝑢𝑑
𝐸=∫ 𝑚. 𝐶𝑝,𝑠 . 𝑑𝑇 + 𝑚. ∆𝐿 + ∫ 𝑚. 𝐶𝑝,𝑙 . 𝑑𝑇 (3.42)
𝑇𝑓𝑟𝑜𝑖𝑑 𝑇𝑓𝑢𝑠𝑖𝑜𝑛

32
où
E la quantité d’énergie stockée (J),
m la masse du matériau de stockage (kg),
Cp,s et Cp,l respectivement les chaleurs spécifiques des matériaux solide et liquide
(J/kg-K),
∆L l’enthalpie de changement de phase (J/kg)
dT est variation de la température durant l’étape de charge (K).

Les procédés de stockage d’énergie thermique par chaleur latente sont

généralement des systèmes de stockage passifs. Le fluide caloporteur passe dans le
stockage uniquement pendant les phases de charge et de décharge. Le matériau de
stockage ne circule pas, il est séparé du fluide caloporteur. Pour assurer le transfert de
chaleur entre les deux, des échangeurs de chaleur sont utilisés. La majorité des procédés
utilisent des transitions solide-liquide. L’utilisation de stockage par chaleur latente
permet de réduire les volumes de stockage par rapport au stockage par chaleur sensible
et d’avoir des températures de travail isothermes, en charge et en décharge. En revanche,
les technologies à utiliser pour le transfert de chaleur et la sélection des matériaux sont
plus complexes. Des problèmes subsistent encore, dont notamment la durée de vie des
produits qui se dégradent après plusieurs cycles de fusion-solidification et les transferts
thermiques qui sont complexes à optimiser [15]

3.5.2 Matériaux à changement de phase (MCP)

Lors du choix d’un matériau à changement de phase, plusieurs critères doivent

être pris en compte, notamment la température de fusion qui doit être en adéquation
avec l’utilisation qui va en être faite. Les critères de choix sont répertoriés dans le
Tableau 3.2.

33
 Tableau 2.2 Critères à respecter lors du choix d’un matériau à changement de phase

3.5.3 Solutions technologiques

Il existe différentes technologies permettant de mettre en œuvre un système de

stockage par chaleur latente, comme les échangeurs tubulaires et les échangeurs. Un
effort de recherche important sur l’amélioration des transferts thermiques doit être fait
sur ce type de systèmes afin qu’ils soient viables et performants. Les solutions proposées
pour atteindre ces objectifs [17] sont les suivantes :
 Augmenter la surface d’échange entre le caloporteur et le matériau à
changement de phase ;
 Utiliser des matériaux composites avec une conductivité améliorée ;
 Utiliser un milieu intermédiaire pour transférer la chaleur du fluide
caloporteur au matériau à changement de phase.
La technologie de stockage par chaleur latente n’est pas encore développée
industriellement. La majorité des études menées sur ce type de technologie ont été faites

34
à l’échelle laboratoire ou prototype. Seuls deux projets, le projet DISTOR (2004/2007) et le
projet ITES (2010), ont mis en œuvre des prototypes de grande taille. Un prototype
dimensionné pour 100 kWth ayant une capacité de stockage effective de58 kWhth avec
2100 kg de mélange de 54% KNO3/ 46% NaNO3, a été testé dans la centrale solaire
d’Almería en Espagne (centrale à capteurs cylindro-paraboliques, projet DISTOR). Un
prototype de stockage couplé, sensible/latent/sensible d’une capacité de 1 MWhth a été
implanté dans la centrale d’Endesa en Espagne en 2009. Le module de stockage par
chaleur latente contient 14 tonnes de NaNO3[18]

3.6 Stockage d’énergie thermique par voie thermochimique

3.6.1 Définition
Le terme de stockage thermochimique recouvre deux phénomènes : la sorption et
la réaction chimique. Le stockage de chaleur par sorption est intéressant pour le stockage
basse température (T ≈ 80 °C) tandis que pour des applications de type solaire concentré
(T ≈ 200 à 1000 °C), ce sont les réactions de synthèse chimique qui semblent être les plus
adaptées. La Figure 3.5 présente la classification des systèmes de stockage par sorption
et par réaction chimique.

Figure 2.5 Classification des systèmes de stockage par sorption et par réaction chimique
[19].

35
 Les gammes de température de stockage pour une application dans une centrale
solaire thermodynamique sont de l’ordre de 300 à 550°C. Ainsi, seuls les phénomènes de
stockage thermochimique sans sorption seront étudiés.
3.6.2 Principe de fonctionnement
La voie thermochimique exploite la réversibilité des réactions chimiques pour
stocker l’énergie. De façon générale, les réactions sont de la forme :

Les réactions les plus couramment rencontrées sont de la forme suivante :

Pour ce type de stockage, la réaction mise en jeu doit être totalement réversible
afin que le procédé ne perde pas sa capacité de stockage au cours des cycles. Le
schéma de principe du stockage de chaleur par voie thermochimique est présenté
sur la Figure 3.6.

Figure 2.4

Figure 2.6 Schéma de principe d’un système de stockage par voie thermochimique

36
 Lors de l’étape de charge, l’énergie thermique issue du champ solaire permet de
mettre en œuvre la réaction endothermique. Les produits de cette réaction (B et C) sont
séparés et stockés. Lorsque l’énergie thermique doit être restituée, les produits stockés (B
et C) sont mis en contact afin de réaliser la réaction exothermique réversible et ainsi
restituer la chaleur et régénérer le produit initial (A). La quantité d’énergie qui peut être
stockée dans une réaction chimique de type

La somme des énergies sensibles des matériaux et de la chaleur de réaction. La

quantité d’énergie stockée est exprimée selon la relation ( 3.43 ) :

𝑁 𝑇𝑓
𝐸 = ∑ ∫ 𝑚𝑖 . 𝐶𝑝𝑖 . 𝑑𝑇 + 𝑛𝐴 × ∆𝐻𝑟 (3.43)
𝑖=1 𝑇𝑖

où
E la quantité d’énergie stockée (J),
𝑛𝐴 le nombre de moles du produit A (mol),
∆Hr l’enthalpie de la réaction (J.mol-1A).

3.7 Comparaison des différents types de stockage d’énergie

thermique

Le Tableau 3.3 répertorie les caractéristiques des trois systèmes de stockage

d’énergie thermique présentés. Six paramètres fondamentaux ont été choisis : la densité
énergétique, la température de stockage, la durée de stockage, le transport de l’énergie, la
maturité du système et la complexité de mise en œuvre du système.

37
 Tableau 2.3 caractéristiques des différents systèmes de stockage de chaleur[21]

Actuellement le stockage de chaleur par voie thermochimique est le procédé de

stockage thermique le moins mature, mais celui-ci offre plusieurs avantages par rapport
aux deux autres systèmes :
 La densité énergétique (volumétrique ou massique) est respectivement 5 à 10
fois plus importante que pour des systèmes de stockage par chaleur latente ou
par chaleur sensible ;
 La restitution de la chaleur peut se faire à température constante ;
 La durée de stockage et la distance de transport des réactifs sont théoriquement
illimitées, puisque les produits peuvent être stockés à température ambiante
(aucune perte thermique).
C’est le seul procédé de stockage de chaleur qui permet de réaliser un stockage « inter-
saisonnier », c’est-à-dire, stocker l’énergie l’été pour la restituer l’hiver.
En développant un procédé de stockage par voie thermochimique, une nouvelle
génération de systèmes de stockage d’énergie thermique pourra être mise en place dans
les centrales solaires thermodynamiques ,réduisant ainsi les volumes de stockage,
permettant de transporter l’énergie et de la restituer à des températures parfaitement
contrôlées, mais aussi de stocker de la chaleur à haute température (au-delà de400 °C).
Aujourd’hui, développer un tel système reste un défi technologique

38
Conclusion générale :

Ce travail fournit un aperçu général des centrales solaires à concentration. Les

différents systèmes sont décrits, ainsi que les grandes lignes de développement.
Une description des différents projets déjà opérationnels est proposée et les
perspectives de développement sont évoquées.

Au niveau économique, la technologie des centrales solaires pour la production

d'électricité est prête pour le marché. Plusieurs types d'installations ont déjà été
testés et analysées avec succès. Une expérience non négligeable a été acquise
dans ce domaine, qui pourra apporter une contribution significative aux
installations futures.

L'implémentation géographique de ces systèmes sera vraisemblablement limitée

aux pays de la ceinture solaire, l'investissement ne semblant pas justifié dans le
court terme pour des pays moins ensoleillés

La rapidité du développement des centrales solaires dépendra cependant de

nombreux facteurs, tels que les aides publiques, la confiance des investisseurs,

Le développement des systèmes de stockage thermique efficace et rentable est

crucial pour le développement futur de l’énergie solaire a concentration, car elle
permet d’augmenter la durée de production de la centrale et ainsi augmenter ses
revenus, Un bon système de stockage thermique doit avoir une bonne capacité de
stockage, être sur et facile à contrôler et avoir une bonne durée de vie.
Les différents modes de stockage sont le stockage par énergie sensible et par
énergie latente .seulement le stockage par énergie sensible est aujourd’hui
généralisé dans les centrales solaires à concentration.
Le stockage par énergie latente offre certains avantages et est considéré comme
une technologie prometteuse qui reste le premier objectif de recherche dans le
domaine du stockage thermique dans les centrales thermiques CSP.
Il existe plusieurs systèmes de stockage qui ne sont pas arrivés à la maturité.
Cependant certains d’entre eux prouvent leur efficacité dans des centrales à
concentration solaire et d’autres paraissent très prometteurs.
Les centrales solaires, installées en premier lieu dans les régions du globe à fort
ensoleillement direct annuel, seront alors concurrentielles avec les technologies
conventionnelles qui utilisent les ressources fossiles. L’hybridation solaire-fossile,
techniquement possible et déjà à l’œuvre ou en projet dans quelques pays en
développement, offre une stratégie de transition particulièrement séduisante.

39
Enfin, il est probable que les systèmes à concentration contribueront de manière
non négligeable aux objectifs de réduction des émissions de CO 2 et aux problèmes
de développement et de fourniture d'énergie pour les régions arides.

40
Bibliographie :

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https://fr.wikipedia.org/wiki/Centrale_solaire_thermodynamique

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