La Commission de l’énergie de Californie a approuvé le projet visant à construire et à exploiter par Solar Millennium, une filiale de Solar Trust of America, le méga-projet d’énergie solaire thermique de 968 MW, dans le comté de Riverside en Californie.
Le projet Ivanpah, précurseur du genre aux Etats-Unis, et qui doit être achevé en 2013 va donc trouver un concurrent de taille.
Le nouveau projet solaire qui doit s’implanter dans la ville de Blythe sera supervisé à la fois par Solar Millennium et par Chevron Energy Solutions, une filiale du pétrolier Chevron Corporation.
L’installation sera composée de quatre centrales solaires indépendantes, chacune capable de générer 242 MW d’énergie, soit un total annuel de 2,200 gigawattheure.
La centrale solaire à concentration de Blythe est constituée d’un champ de capteurs solaires – héliostats – qui concentrent les rayons du soleil sur des tubes où un liquide caloporteur est porté à haute température (420°C). Ce liquide caloporteur est ensuite transmis dans une chaudière qui transforme l’eau en vapeur. Enfin, la vapeur fait tourner des turbines qui entrainent des alternateurs produisant de l’électricité.
"Nous prévoyons de recevoir tous les permis de construire cet automne et de finaliser le financement de notre premier projet, soit environ 484 mégawatts de capacité de production, afin que nous puissions commencer la construction avant la fin de cette année", a indiqué Josef Eichhammer, président de Solar Trust of America et PDG de Solar Millennium.
Je doute qu’on ait sous la main les matériaux pour résister à de telles températures. Une coquille peut-être ?
2200 GWh pour 242 MW installés? Autre coquille ou bien on m’aurait menti sur le solaire thermodynamique et le nombre d’heures équivalentes annuelles à pleine charge est encore moins bon que celui de l’éolien?
Quelle surface,en Km2,ce mégaprojet occupera t’il ?
2200GWh pour 242 MW, ca fait un facteur de capacité supérieur à 1. On peut difficilement faire mieux
Au contraire, si cette centrale produisait 2 200 GWh (2,2 TWh) d’énergie avec 242 MW installés, le facteur de charge serait excellent… puisqu’il dépasserait le maximum possible dans l’année ! Il faudrait laisser tourner la centrale à pleine puissance pendant 9 091 heures sur les 8 760 que contient une année et le facteur de charge moyen annuel serait alors de 104 %. A mon avis, la production est de 2 200 GWh pour 4 x 242 MW installés soit 2 273 heures équivalent pleine puissance et un facteur de charge de 26 %.
Bien vu Dan1, c’est surement vous qui avez raison . Avez vous une idée de la surface,en Km2,qu’occupera ce mégaprojet de 968 MW ?
Ce projet sera situé à Blythe. La surface totale réservée est de 38 km2 de désert plat dont 24 km2 pour le site de production lui-même. La différence entre les 2 représente le périmètre de sécurité.
Pour ce projet, tout est décrit en détail (avec photos et plans) dans les nombreux documents figurant sur ce site :
Merci à Ricky et Dan1 pour leurs réponses .
Réponse à DAn Justement , c’est bien ce calcul que j’avais fait, aboutissant à un facteur de charge de 26%, qui semble assez faible dans une région désertique (sensiblement égal au facteur de charge des éoliennes en France, alors) …J’avais en tête des facteurs de charge plutot situés entre 30% et 40% pour ce type d’installation, mais peut-être que ce n’était que des données Marketing
Votre message d’origine a disparu rapidement ? Vous aviez calculé le facteur de charge à partir de la puissance unitaire (242 MW) en la comparant à la production globale des quatre unités (2 200 GWh). Le facteur de charge était donc supérieur à 1. De toute façon, pour les centrales solaires à concentration, il faut être très prudent quand on parle de facteur de charge car il ne suffit pas de diviser la production annuelle par la puissance nominale de l’alternateur. D’abord, nombre de centrales ont un complément de chauffage au gaz et des systèmes de stockage et pour obtenir un chiffre significatif, il faut comparer l’énergie totale reçue par les miroirs à celle délivrée au réseau sous forme d’électricité. Si on procède comme cela, on trouve un rendement global annuel inférieur à 20 % (par exemple 15 % pour ANDASOL). Le rendement global maximum serait de 28%. J’ai déjà donné des éléments là par exemple : ttp://www.enerzine.com/2/8233+le-resultat-net-d-areva-plombe-par-le-chantier-epr-ol3.html?posts_usersPage=2 40 %, c’est le rendement de la turbine. Les caratéristiques annoncées pour ANDASOL sont là :