Le solaire thermique à concentration

Transparence · Message par **Transparence** » 05 oct. 2007, 23:16

metamec a écrit : Pour l'EPR je pensais plutôt 11/12TWH par an (1500/1600MW avec une dispo de 85%)

Avec un carré de moins de 6 km de coté de surface collectrice dans le désert (ceci est valable pour le CSP-CLFR, avec le CSP-parabolic trought, c'est environ 10% de moins au niveau surface collectrice, mais un peu plus au niveau coût du kWh), tu produits autant d'électricité que ce que devrait produire EPR (et proprement, sans déchets, sans danger liés au terrorisme, sans problème d'approvisionnement en combustible etc.).

metamec · Message par **metamec** » 06 oct. 2007, 09:53

Avec un carré de moins de 6 km de coté de surface collectrice dans le désert (ceci est valable pour le CSP-CLFR, avec le CSP-parabolic trought, c'est environ 10% de moins au niveau surface collectrice, mais un peu plus au niveau coût du kWh), tu produits autant d'électricité que ce que devrait produire EPR (et proprement, sans déchets, sans danger liés au terrorisme, sans problème d'approvisionnement en combustible etc.).

En production réelle ou en puissance installée?

Ca fait quand même 36 km2.
En France je vois pas où on peut mettre ça.

Par contre c'est vrai que par rapport à l'éolien le gros avantage est de pouvoir produire la nuit (pas d'intermitence).

Cependant pour l'éolien si on regarde la production à l'echelle de l'Europe elle est quasi constante. En gros quand il n'ya pas de vent dans le sud est de la France , il y en a dans le nord de l'Europe etc...

GillesH38 · Message par **GillesH38** » 06 oct. 2007, 10:48

metamec a écrit :Par contre c'est vrai que par rapport à l'éolien le gros avantage est de pouvoir produire la nuit (pas d'intermitence).

Cependant pour l'éolien si on regarde la production à l'echelle de l'Europe elle est quasi constante. En gros quand il n'ya pas de vent dans le sud est de la France , il y en a dans le nord de l'Europe etc...

il y a des études sur ça? je me posais la question du pourcentage de variabilité en fonction de la taille du reseau (si c'est aléatoire ca devrait decroitre comme la racine carrée de la puissance installée mais je ne suis pas si sur que ça que les conditions climatiques soient decorrélées sur toute l'Europe).

Message par **Tiennel** » 06 oct. 2007, 10:56

Transparence a écrit :Avec un carré de moins de 6 km de coté de surface collectrice dans le désert (ceci est valable pour le CSP-CLFR, avec le CSP-parabolic trought, c'est environ 10% de moins au niveau surface collectrice, mais un peu plus au niveau coût du kWh), tu produits autant d'électricité que ce que devrait produire EPR (et proprement, sans déchets, sans danger liés au terrorisme, sans problème d'approvisionnement en combustible etc.).

Ca signifie quand même qu'il faut arriver à stocker suffisamment de sels fondus à haute température pour faire fonctionner une turbine à vapeur de 1500 MW en continu pendant une nuit d'hiver !

Un premier calcul rapide montre qu'il faut stocker de l'ordre de 10^13 J, pour une centrale équivalente à l'EPR, soit 10 kilotonnes de TNT (EDIT : soit la puissance dégagée par la bombe A d'Hiroshima)

Le problème technique n'est pas dans le panneau, mais dans cette installation de stockage. Comme d'habitude, tout le monde contourne élégamment cette difficulté pour se focaliser (si j'ose dire) sur les jolis miroirs : "y a qu'à" stocker la chaleur la nuit, tout comme "y a qu'à" séquestrer le carbone... En attendant, filez-nous des dollars, messieurs les zinvestisseurs !

Sur le site d'AUSRA, il est évoqué la possibilité de stocker de la vapeur sous pression dans une caverne parfaitement étanche... le genre de truc qu'on trouve partout dans le désert... Mais il n'est nulle part fait mention que le site a été trouvé !

sceptique · Message par **sceptique** » 06 oct. 2007, 13:04

Tiennel a écrit : Ca signifie quand même qu'il faut arriver à stocker suffisamment de sels fondus à haute température pour faire fonctionner une turbine à vapeur de 1500 MW en continu pendant une nuit d'hiver !
Un premier calcul rapide montre qu'il faut stocker de l'ordre de 10^13 J, pour une centrale équivalente à l'EPR, soit 10 kilotonnes de TNT.

Précision : 1500 MW pendant 13 heures (nuit d'hiver en zone tropicale) cela donne 20 000 MWh = 20 GWh = 72 000 GJ. En tendant compte du rendement de 40% cela donne 210 000 GJ = 210 10^13 J

1 kg de TNT équivaut à 0.1 kg pétrole ou encore 4.2 MJ. 1 tonne = 4.2 GJ
210 000 GJ équivaut à 50 000 tonnes TNT.

Lansing · Message par **Lansing** » 06 oct. 2007, 13:27

GillesH38 a écrit : il y a des études sur ça? je me posais la question du pourcentage de variabilité en fonction de la taille du reseau (si c'est aléatoire ca devrait decroitre comme la racine carrée de la puissance installée mais je ne suis pas si sur que ça que les conditions climatiques soient decorrélées sur toute l'Europe).

Bonjour,
Si, elle le sont déjà pour la France, on peut très bien avoir 25 noeuds à Brest et rien du tout dans le Languedoc. A l'inverse le Mistral peut souffler à 40 noeuds et avoir les éoliennes du nord finistère qui ne tournent pas.
Le hic c'est que tout ça n'est pas synchrone. En étendant à l'Europe par contre on va pouvoir s'y retrouver, mais ça ne veut pas dire qu'un Meltem à 30 noeuds compensera une pétole à Copenhage.

Patrick

parisse · Message par **parisse** » 06 oct. 2007, 15:30

Tiennel a écrit : Ca signifie quand même qu'il faut arriver à stocker suffisamment de sels fondus à haute température pour faire fonctionner une turbine à vapeur de 1500 MW en continu pendant une nuit d'hiver !

bien que Transparence me semble en général trop optimiste, je pense que là vous êtes trop pessimistes vis-à-vis du solaire thermique. Rien n'oblige à imaginer que tout fonctionne uniquement avec ce type de centrale. Il faudrait établir un profil de l'utilisation du courant de jour et de nuit, en supprimant les usages remplaçables (par exemple une partie du chauffage électrique) et en tenant compte des pompages, pour voir quelle fraction on pourrait couvrir avec du solaire thermique électrique. Je serais étonné qu'on ne puisse pas atteindre 50% de la conso actuelle avec hydro+solaire+eolien utilisant cette technologie et des technologies existantes. Avec quelques économies d'énergie, cela laisserait le temps de voir si la 4ème génération de nucléaire est viable ou pas sans avoir à renouveller les centrales actuelles et risquer trop de problèmes d'approvisionnement en uranium.

Message par **Tiennel** » 06 oct. 2007, 15:53

Rien n'oblige à imaginer que tout fonctionne uniquement avec ce type de centrale.

Complètement d'accord. Le CSP a beaucoup d'avenir, à condition qu'on ne le présente pas comme la panacée, en faisant de ce fait des paris exagérés sur les efforts technologiques et financiers que cela supposerait.

GillesH38 · Message par **GillesH38** » 06 oct. 2007, 17:20

Lansing a écrit : Bonjour,
Si, elle le sont déjà pour la France, on peut très bien avoir 25 noeuds à Brest et rien du tout dans le Languedoc. A l'inverse le Mistral peut souffler à 40 noeuds et avoir les éoliennes du nord finistère qui ne tournent pas.
Le hic c'est que tout ça n'est pas synchrone. En étendant à l'Europe par contre on va pouvoir s'y retrouver, mais ça ne veut pas dire qu'un Meltem à 30 noeuds compensera une pétole à Copenhage.

Patrick

bien sur, il se PEUT qu'il y ait compensation, mais le dimensionnement du réseau oblige à prévoir le cas inverse : quelle est la probabilité qu'il nn'y ait du vent nulle part, ou tres peu? je ne suis pas certain qu'elle soit si faible que ça. Ce qui, a moins d'accepter de vivre avec des coupures courantes, oblige a prévoir un réseau de secours. malheureusement pour le moment je ne connais que l'hydro et les fossiles qui peuvent faire ça à la demande (même le CSP ne serait pas fiable puisque les réserves ne seraient pas disponibles en permanence).

parisse · Message par **parisse** » 06 oct. 2007, 17:56

GillesH38 a écrit : bien sur, il se PEUT qu'il y ait compensation, mais le dimensionnement du réseau oblige à prévoir le cas inverse : quelle est la probabilité qu'il nn'y ait du vent nulle part, ou tres peu? je ne suis pas certain qu'elle soit si faible que ça. Ce qui, a moins d'accepter de vivre avec des coupures courantes, oblige a prévoir un réseau de secours. malheureusement pour le moment je ne connais que l'hydro et les fossiles qui peuvent faire ça à la demande (même le CSP ne serait pas fiable puisque les réserves ne seraient pas disponibles en permanence).

Tout ça mérite en effet un étude quantitative, pour savoir quelle puissance il faut avoir en réserve (en tenant compte de l'effacement des gros consommateurs lors de pointes, dans le style du tarif EJP), et quel part de fossile il faut. Mon impression (peut-etre fausse), c'est que ça ne serait pas beaucoup de fossiles (1% pour 50% d'ENR?) avec un réseau de grande taille.

Lansing · Message par **Lansing** » 06 oct. 2007, 18:27

Oui mais de très grande taille, dans mon exemple je donnais deux régions sur une diagonale européenne, mer Egée/Danemark. Ca permet, suivant les saisons, d'amortir le différentiel mais au prix d'un système centralisé qui ne sera pas simple à mettre en œuvre.
A l'échelle d'un continent comme l'Europe gérer tout ça sera excessivement compliqué. Au jeu des compensations on va trouver des extrêmes qui vont pouvoir négocier leurs avantages locaux. l'Irlande avec un potentiel éolien important mais solaire faible opposé à la Grêce avec des stats de vent élevé mais sur une période très courte (2 à 3 mois) mais par contre un ensoleillement fort presque toute l'année.
Au milieu, beaucoup de pays ne possédant pas ces avantages qui vont vite se retrouver avec les miettes faute de potentiel local.
De plus les décalages horaires solaires vrais ne sont pas bien grands, moins de 40 degrés de longitude d'est en ouest, pas assez pour justifier de promener l'énergie d'un bout à l'autre de l'Europe.
Etant donné le faible potentiel de ce qui restera en renouvelable lorsque le pétrole sera réellement épuisé ou trop cher, je vois mal les membres de l'UE le mieux pourvus partager la pénurie avec les plus démunis.

Patrick

Message par **Tiennel** » 06 oct. 2007, 19:26

Etant donné le faible potentiel de ce qui restera en renouvelable lorsque le pétrole sera réellement épuisé ou trop cher

Tu veux parler de l'épuisement des fossiles je suppose, car le pétrole est déjà anecdotique dans la production électrique européenne (7% de mémoire).

Quant à l'équilibrage production/consommation EnR à l'échelle de l'Europe, en dehors des problèmes techniques (comme il est facile de dire cela

) il y a un mécanisme tout simple : le marché, excellent pour gérer l'allocation de maigres ressources.

Evidemment, on peut oublier les prix ridicules de l'électricité actuelle : sans fossile, le kWh coûtera facilement 10 fois plus. Mais d'un autre côté, ça rendra les projets EnR économiquement plus viables.

Transparence · Message par **Transparence** » 06 oct. 2007, 19:46

Les premiers systèmes de stockage de la chaleur :
- Centrale SEGS 1, USA, 1985-1999 : autonomie de 3 heures (à plein régime, bien entendu plus de 3 heures si le régime de production électrique est plus faible) - Système de stockage Two-Tank Direct
http://www.nrel.gov/docs/fy99osti/24643.pdf

"This technology has been successfully demonstrated and is ready for commercialization. From 1994 to 1999, the Solar Two project demonstrated the ability of solar molten salt technology to provide long-term, cost effective thermal energy storage for electricity generation." Boeing Company

D'autres données (qui datent un peu mais qui restent intéressantes) sur les technologies de stockage de la chaleur pour le CSP (parabolic trought) : http://www.nrel.gov/csp/troughnet/pubs_ ... l#indirect (NREL, USA, Department of Energy) http://www.nrel.gov/csp/troughnet/therm ... orage.html http://www.nrel.gov/csp/troughnet/wkshp_2003.html

- Avec les centrales ANDASOL (Grenade) : 7 heures d'autonomie.
La constrution d'ANDASOl 1 se termine, celle d'ANDASOL 2 a commencé. http://www.flagsol.com/andasol_projects.htm

Avec Solar Tres, cela sera 16 heures d'autonomie (idem pour Ausra).

Le stockage permet une production continue d'électricité, d'où l'énorme potentiel du CSP. La principale faiblesse du photovoltaïque et de l'éolien est l'intermittence. PV et éolien peuvent au maximum fournir 25% de l'électricité consommée (le stockage avec batteries coûte trop cher). Avec le CSP et le stockage de la chaleur , on passe à du 90%

- CSP, PV, hydro et éolien (etc.) sont complémentaires :
- la production éolienne est plus forte l'hiver aux USA et en Europe, précisément quand la production CSP est un peu plus faible.
- Le PV peut facilement être utilisé à l'échelle domestique

Vive la diversité !

- Ausra va utiliser une autre technologie de stockage, plus économique. Et un autre système collecteur de l'énergie solaire : CLFR (également plus économique).
Objectifs : compétitivité et production électrique à grande échelle.
(Les miroirs plans peuvent être facilement produits en série à grande échelle, plus facilement qu'avec les miroirs incurvés).

GillesH38 · Message par **GillesH38** » 06 oct. 2007, 19:47

parisse a écrit : Tout ça mérite en effet un étude quantitative, pour savoir quelle puissance il faut avoir en réserve (en tenant compte de l'effacement des gros consommateurs lors de pointes, dans le style du tarif EJP), et quel part de fossile il faut. Mon impression (peut-etre fausse), c'est que ça ne serait pas beaucoup de fossiles (1% pour 50% d'ENR?) avec un réseau de grande taille.

hum, tu me parais optimiste la Bernard, en Allemagne c'est 2 fois plus de fossile que d'éolien !
le probleme est dans les deux sens : en l'absence de solution de stockage, si la production est excédentaire, ca eleve aussi le cout du kWh . Donc en gros une source non stockable ne peut pas excéder une puissance crete supérieure à la puissance minimum des creux de consommation, et apres il faut tenir compte du taux de fonctionnement utile. Actuellement on ne peut pas dépasser 10 à 15 % d'ENR pour la fourniture d'électricité hors hydraulique, donc 4 à 5 % de la production d'énergie totale. En fait en l'absence de fossile on ne peut compter que sur l'hydraulique pour ajuster la consommation, ce qui limite de facto la production totale...

mais bon quand il n'y aura plus de charbon pour faire de l'électricité, il n'y en aura plus non plus pour faire l'acier des turbines, des pylones, et le cuivre des cables, donc il n'est pas du tout certain qu'on ait encore de l'électricité tout court !!

Transparence · Message par **Transparence** » 06 oct. 2007, 19:49

France - Voici un mix à mon avis intéressant (par rapport à la situation actuelle) :
- Efficacité énergétique : 20% (énergie non consommée : isolation etc.)
- Hydroélectricité : 10%
- Eolien off shore : 20%
- Hydrolien et énergie houlomotrice : 5%
- Géothermie : 5%
- Nucléaire : 10 %
- Photovoltaique : 5%
- Solaire CSP francais : 5% (un carré de 15km de coté en se basant sur les performances d'ANDASOL 1 et en tenant compte du fait que le gisement solaire est 10% moins élevé dans le sud de la France qu'à Grenade)
- Solaire CSP saharien : 20% (connexion HVDC)

+ Réserves stratégiques de charbon, gaz ou pétrole (ou mieux d'huile végétale et de biogaz, biomasse) pour faire tourner les turbines des centrales solaires en cas d'épisodes nuageux particulièrement long. Les turbines utilisées dans les centrales solaires CSP sont exactement les mêmes que celles qui sont utilisées dans les centrales à charbon ou au gaz fossile.

Je ne suis pour ma part pas opposé à ce que l'on fasse tourner les turbines des centrales CSP 3 ou 4 heures sur 24 (fin de nuit) avec du gaz naturel (ou mieux, du biogaz) pour baisser les coûts du stockage ddela chaleur.