Areva a mis en service son démonstrateur de stockage d’énergie à sels fondus destiné aux installations solaires du groupe intégrant les réflecteurs à miroirs de Fresnel linéaires (CLFR).
Cet équipement est développé dans le cadre d’un partenariat avec le laboratoire national américain de Sandia*, au Nouveau-Mexique.
L’installation associe de manière inédite un dispositif de test à sels fondus à la technologie CLFR d’Areva. Cette solution constitue une innovation dans le domaine du stockage d’énergie, permettant à une centrale solaire de générer de l’électricité indépendamment du jour et de la nuit.
Le système CLFR s’appuie sur un ensemble de miroirs (5.000 m2) qui concentrent le rayonnement du soleil pour réchauffer un fluide caloporteur, ici les sels fondus, se trouvant à l’intérieur d’un réservoir surélevé. Le système extrait les sels fondus d’un réservoir dit « froid » (290°C), utilise la chaleur des miroirs pour les chauffer jusqu’à 550°C et les transfère ensuite dans un réservoir séparé pour le stockage. Lorsque cela est nécessaire, les sels fondus chauds passent par un échangeur thermique pour produire la vapeur nécessaire à la production d’électricité. Les sels fondus retournent ensuite dans le réservoir froid et le processus se répète en boucle fermée.
Les premiers résultats ont démontré l’efficacité des sels fondus comme fluide caloporteur : ils permettent de faire fonctionner l’installation à haute température, de la simplifier et d’en réduire le coût global. Le démonstrateur permet aussi à Areva d’étudier l’optimisation des coûts d’exploitation et de maintenance associés à cette option technologique dans des conditions réelles d’exploitation.
"L’association de notre technologie CLFR, éprouvée et économique, à l’utilisation des sels fondus nous permet de proposer une solution innovante, fiable et économique pour stocker la chaleur de l’énergie solaire et réinjecter de l’électricité sur le réseau en continu et en toute flexibilité" a déclaré Sam Shakir, directeur des activités Énergie Solaire d’Areva.
"Cette technologie innovante devrait permettre d’atteindre les objectifs du programme Sunshot, porté par le DoE, de réduire les coûts des installations solaires installées de $.06 par kilowattheure d’ici à 2020" a précisé le Dr. Subhash L. Shinde, responsable de l’entité Technologie solaire à concentration de Sandia National Laboratories.
* Sandia National Laboratories est un laboratoire multiprogramme américain, dont les installations principales sont situées à Albuquerque au Nouveau-Mexique et à Livermore en Californie. Sandia a des responsabilités majeures en R&D dans les technologies relatives à l’énergie et à l’environnement ainsi que dans la compétitivité économique.
Intéressant pour ceux qui pensaient que le stockage était sans avenir avec du Fresnel. Pour info, a CNIM (également technologie CLFR) va faire du stockage longue durée avec un procédé d’accumulateur de vapeur. Dans 3, 4 semaines, vous aurez l’info sur Enerzine.
Intéressantes pistes duales ! »…l’utilisation des sels fondus nous permet de proposer une solution innovante, fiable et économique pour stocker la chaleur de l’énergie solaire » -> celle-ci peut ensuite être utilisée, soit: 1) pour entrainer une Turbine+alternateur pour produire des kWhs d’électricité à la demande, càd qd soleil est couché, la nuit ou sous nuages. 2) en tant que chaleur restituée pour d’autres usages: chauffer de l’eau de mer pour distillation, chauffer des locaux, etc…. A suivre ! A+ Salutations Guydegif(91, 68 et 34)
L’idée selon laquelle on peu récupérer les 60% de chaleur perdue au petits oiseaux (1ere loi de la thermo) pour faire de la cogénération et du coup avoir une centrale avec un rendement de quasi 100% est très séduisante mais se heurte à au moins 2 verrous. 1 – La température de la source de chaleur. En effet les turbines utilisées sur ce genre de centrale sont des turbines à condensation. Ce genre de turbine permet de maximiser le rendement de conversion électrique (40% à peut près avec un source chaude à 550°C) mais en contrepartie la pression de sortie est environ 10 fois inférieure à la pression atmosphaérique. La conséquence c’est qu’on se retrouve avec des dixaine de MW de chaleur à 40°C-50°C et je ne connait pas beaucoup de process où de telles températures sont utilisables. Même les dernières technologies de dessalement type MED utilisent de la vapeur à minima à 70°C et généralement plutot 100°C – 120°C. 2 – La valorisation de la chaleur par raport à l’éléctricité Il serait possible d’utiliser des « backpressure turbine ». De telles turbines permettent d’avoir une vapeur plus chaude en sortie, utilisable par un process de dessalement type MED voir MSF. Le problème c’est que ce faisant on réduit le rendement de la trubine donc la production d’électricité ce qui n’est pas rentable pour plusieurs raisons. Les derniers développements des technologies de dessalement par osmose inverse (qui elle consomme de l’électricité) on de tels rendements qu’il est plus rentable de mettre une trubine plus efficace et d’utiliser l’electricité supplémentaire pour alimenter une usine à osmose inverse plutot qu’une tubine pas efficace et alimenter une usine MED. Utiliser la chaleur d’une centrale pour faire du dessalement suppose d’installer le champs solaire au bord de la mer là où l’ensoleillement direct est réduit à cause de l’influence marine. Le problème est différent dans le cas d’eau saumatre souteraine. Dans ce cas il faut avoir un site où on a la fois un bon ensoleillement et à la fois une nappe souterraien accessible ce qui réduit fortement le gisement. En conclusion il vaut mieux construire une centrale au mileu des terre là où l’ensoleillement direct est meilleur avec une bonne turbine et envoyer l’électricité via le réseau à une centrale à osmose inverse sur la côte, quitte à perdre 60% de la chaleur collectée. Quant à la question plus générale du stockage c’est évidement une belle avancée. Car le salut des énergies renouvelables passera forcément par le stockage et le solaire thermodynamique est, après l’hydroélectrique, la meilleure technologie sur ce créneau à l’heure actuelle. En effet il est bien plus aisé de stocker de la chaleur que de l’électricité. Ceci dit il reste encore du chemin à faire entre un prototype de quelques centaine de kW et une centrale de plusieurs dixaine ou centaine de MW. De plus le gisement atteignable par ce genre de technologie exclue la quasi totalité de l’Europe hormis l’extrème sud de l’Espagne. Nous pauvres (en rerssources) européens devrons chercher d’autres sources pour nous alimenter en EnR.
moi ce que je retiens c’est que les technos de stockage continuent de progresser, et que l’argument: » le solaire ne fourni de l’énegie que le jour » est de moins en mois d’actualité! à tous les pisse-froid anti Solaires de base vous avez un argument en moins ;o) par contre la traduction du communiqué anglais est déplorable sur une des rares parties du communiqué donnant des chiffres! elle ne devrait pas être: réduire les coûts des installations solaires installées de $.06 par kilowattheure mais: réduire les coûts des installations solaires installées à $.06 par kilowattheure ! ce qui est bien différent (pas la faute d’Enerzine, la traduction sur le site d’AREVA est mauvaise!!!)
moi ce que je retiens c’est que les technos de stockage continuent de progresser, et que l’argument: » le solaire ne fourni de l’énegie que le jour » est de moins en mois d’actualité! à tous les pisse-froid anti Solaires de base vous avez un argument en moins ;o) par contre la traduction du communiqué anglais est déplorable sur une des rares parties du communiqué donnant des chiffres! elle ne devrait pas être: réduire les coûts des installations solaires installées de $.06 par kilowattheure mais: réduire les coûts des installations solaires installées à $.06 par kilowattheure ! ce qui est bien différent (pas la faute d’Enerzine, la traduction sur le site d’AREVA est mauvaise!!!)
« que l’argument: » le solaire ne fourni de l’énegie que le jour » est de moins en mois d’actualité! » Et ben non, l’argument « le solaire ne fournit de l’énergie que le jour » est toujours d’actualité et probablement encore pour les siècles des siècles ! Sauf que on trouve évidemment des systèmes complémentaires qui permettent de lisser l’affaire sur 24 heures pour s’adapter à la demande. Parfois c’est le gaz comme pour KRAMER JUNCTION : Ou pour les centrales algérienne : De toute façon, quelle que soit le type d’hybridation retenue (avec ou sans stockage) il faut faire un bilan du système complet qui permet de garantir le service H24 en fonction de la demande. Le hic du système est donc le raisonnement systémique comme le préconise la Cour des Comptes pour toutes les EnR intermittentes et plus ou moins aléatoire. Comme le dit la CdC, le raisonnement systémique abouti à des COUTS SYSTEMIQUES qui peuvent alors être comparés à d’autres filières qui sont capables d’apporter la même garantie de service.
Je pense que c’est à moi que vous vous adressez quand vous écrivez: « Intéressant pour ceux qui pensaient que le stockage était sans avenir avec du Fresnel. » La question n’est pas sur le concept ( les sels fondus étaient déjà employés à Thémis début des années 80), mais sur son opérabilité dans la durée, car il s’agit rappelez vous de produire de l’électricité! Je reste donc sur mes arguments expliqués ici: « Nous sommes d’accord, mais le gros inconvénient du cylindro parabolique ( ou du Fresnel d’ailleurs) dans ce cas c’est le risque de solidification dans les km de tubes qui se promènent dans la centrale en cas de dysfonctionnement. C’est pour ça qu’à mon avis ce sera plus simple à gérer avec une tour. » Par ailleurs, question: ça ressemble à quoi du » stockage longue durée avec un procédé d’accumulateur de vapeur. »?
« L’association de notre technologie CLFR, éprouvée et économique » nous dit Areva. Si elle est éprouvée et économique, il doit y en avoir des milliers de MW installés avec des expériences de plusieurs années, non? Quelqu’un aurait-il la liste des références?
à DAN1 et 6CT vous avez raison, ne faisons rien et tout va s’arranger tout seul! quand les premières centrales Nuke ont été installée, qui a demandé « les références »? je préfère votre argument concret sur la solifification dans les tubes, qui doit pouvoir être résolu par un circuit de réchauffage ad-hoc! donc no problemo!
Je ne demandais pas la liste des références du Fresnel à sels fondus, mais celle du Fresnel à vapeur directe, celle qui est « éprouvée et économique ». Vous pouvez aider?
éprouvée et économique, sûrement pas encore. Une de 125 MW quand même. Sinon pour la liste, vous allez sur ce site. Il n’est pas très à jour, alors ajoutez « under construction ». Il manque encore 5 centrales CLFR avec stockage sels fondu (4 MW chacune) dont la construction devrait (a ?) avoir débuté en Italie. []=414&field_country_map_tid[]=746&field_country_map_tid[]=468&field_country_map_tid[]=556&field_country_map_tid[]=730&field_country_map_tid[]=496&field_country_map_tid[]=466&field_country_map_tid[]=704&field_country_map_tid[]=419&field_country_map_tid[]=513&field_country_map_tid[]=549&field_country_map_tid[]=804&field_country_map_tid[]=455&field_country_map_tid[]=752&field_country_map_tid[]=517&field_country_map_tid[]=516&field_country_map_tid[]=1231&field_country_map_tid[]=728&field_country_map_tid[]=891&field_country_map_tid[]=904&field_country_map_tid[]=491&field_country_map_tid[]=417&field_country_map_tid[]=792&field_country_map_tid[]=1230&field_country_map_tid[]=554&field_country_map_tid[]=494&field_country_map_tid[]=766&field_country_map_tid[]=275&field_country_map_tid[]=430&field_country_map_tid[]=729&field_country_map_tid[]=859&field_country_map_tid[]=453&field_country_map_tid[]=252&field_status_tid[]=244&field_status_tid[]=245&field_status_tid[]=273&field_technology_map_tid[]=351&field_technology_map_tid[]=1171
Je vous trouve un peu immobiliste! Tech, j’ai une solution: faut calorifuger les collecteurs!
« à DAN1 et 6CT vous avez raison, ne faisons rien et tout va s’arranger tout seul! » Non, pas du tout, au contraire, il faut mettre un frein à l’immobilisme… comme disait Raymond ! M’enfin, je ne prone pas l’immobilisme, je souhaite simplement que l’on compare ce qui est comparable est qu’on intègre notamment les coûts annexes à la mise en oeuvre massive des nouvelles EnR dans le but de bien s’assurer que l’on prend en compte la nécessaire garantie de continuité de service comme le préconise la Cour des Comptes. Il faut raisonner système et non filière seule. Bon c’est audacieux, mais ça doit pas être impossible. C’est juste pour faire avancer les choses… pas pour qu’elles restent sur place.
« Je ne demandais pas la liste des références du Fresnel à sels fondus, mais celle du Fresnel à vapeur directe, celle qui est « éprouvée et économique ». Je pensais vous avoir répondu mais il manquait le lien. Sinon pour la liste, vous allez sur ce site. Il n’est pas très à jour, alors ajoutez « under construction ». Il manque encore 5 centrales CLFR avec stockage sels fondu (4 MW chacune) dont la construction devrait avoir débuté en Italie ou sur le point de.
Un point important que l’on ne mentionne que rarement avec les CLFR et autre centrales solaires dans les zones désertiques, c’est qu’elles consomment beaucoup d’eau là où les réserves souterraines ne sont pas infinies! Il faut en effet beaucoup d’eau et de gros ventilateurs pour réfroidir le liquide caloporteur le sel ne peut pas récuperer toute cette chaleur) et surtout beaucoup d’eau pour nettoyer les mirroirs à cause du sable qui vient les recouvrir. En plus la partie de cette eau,celle qui ne s’évapore pas, n’est même pas recyclée pur une nouvelle utilisation. Et quand il n’y aura plus d’eau? La fera-t-on venir avec de grosses canalisations de très loin? Il serait judicieux de résoudre ces problèmes.
l’eau est recondensée par refroidissement(ventilateur) et ressert indéfiniment. par contre le nettoyage des miroirs consomme de l’eau (qui peut être recyclée) pourvu que l’on s’en donne la peine. Aprés pour les côut et les rendements il faut voir sur place