Titre de série : |
Thèse en Sciences et Technologies de l'Eau, de l'Energie et de l’Environnement, Réf : 2iE/2018-01 |
Titre : |
Modélisation et expérimentation d’une microcentrale solaire a concentration : cas de CSP4Africa |
Type de document : |
texte imprimé |
Auteurs : |
Yao Manu SESHIE |
Année de publication : |
2018 |
Importance : |
123 p. |
Langues : |
Français (fre) |
Résumé : |
Dans le but d’étudier la rentabilité des centrales solaires à concentration de petite puissance pour un déploiement dans les régions sahéliennes, une centrale à tour nommée CSP4Africa a été construite et est en expérimentation sur le site de la Fondation 2iE à Kamboinsé. Cette centrale dispose d’un champ solaire d’une puissance nominale de 100 kWth pour une production électrique estimée à 8,6 kWe. Les travaux de cette thèse se sont focalisés sur deux composants essentiels de la centrale que sont le récepteur solaire et le cycle organique de Rankine qui joue le rôle du bloc de conversion électrique. Dans un premier temps, une revue bibliographique a été faite sur les centrales solaires à concentration de puissance électrique comprise en 1 et 500 kWe. Cette étude a permis de constater que plusieurs microcentrales solaires ont été construites et testées au cours de ces dernières décennies, sans qu’aucune ne soit réalisée en Afrique Sub-saharienne à l’exception de l’Afrique du Sud. Un modèle dynamique du récepteur a été ensuite développé pour prédire le comportement de cet organe en condition réelle de fonctionnement. Ce modèle donne l’évolution de la température du fluide caloporteur à la sortie du récepteur en fonction du DNI. Une première simulation du modèle développé pour un flux incident constant de 100 kWth, sous une température ambiante de 45 °C, et un débit de circulation de 0,83 kg·s-1 du caloporteur, a donné une différence de température de 41 °C entre l’entrée et la sortie du fluide caloporteur. Une seconde simulation à partir d’un DNI variable et présentant un pic de 693 W·m-2 sous un environnement ambiant de 45 °C, un débit de circulation de 0,83 kg·s-1 du caloporteur a donné une température maximale de 207 °C. Un modèle en régime stationnaire du cycle organique de Rankine a été également réalisé en couplant les modèles descriptifs de chacun des quatre composants principaux du cycle. Une série de simulations a conduit à évaluer le rendement du cycle en fonction des paramètres opératoires. Un rendement de 14% a été obtenu pour une pression d’évaporation de 16 bars, une température ambiante de 45 °C et un rendement isentropique de turbine de 0,9. Une autre simulation a montré que le rendement du cycle pouvait atteindre 16,3% pour une pression d’évaporation de 16 bars, un rendement isentropique de la turbine de 0,9, et une température ambiante de 25 °C. La dernière phase de ce travail a porté sur l’expérimentation du récepteur solaire en condition réelle. 3 héliostats sur un total de 20 prévus ont été utilisés. Les tests ont été conduits avec 1 puis 2 et enfin 3 héliostats. Les résultats obtenus avec 3 héliostats ont montré que pour un flux solaire incident de l’ordre de 7,5 kW, on observe une différence de température de 4,8 °C entre l’entrée et la sortie du fluide caloporteur dans le récepteur solaire. L’analyse des résultats obtenus des différents tests menés a montré que la puissance absorbée par le fluide caloporteur varie de 6% pour les tests avec un héliostat à 13% pour les tests avec trois héliostats. Ce faible taux de captation et transfert de l’énergie au fluide caloporteur est la conséquence du débit de circulation du fluide caloporteur très inférieur au débit nominal lors de nos expérimentations.
Mots-clés : solaire thermodynamique, microcentrale solaire à concentration, modélisation, expérimentation, récepteur solaire, récepteur solaire à cavité, cycle organique de Rankine.
Abstract : In order to study the profitability of small-scale concentrating solar power plants for their deployment in the Sahelian regions, a central receiver system named CSP4Africa has been built and is being tested on the site of the 2iE Foundation in Kamboinsé. The nominal power of its solar field is 100 kWth, for an estimated power generation of 8.6 kWe. The work in this thesis has focused on two essential components of the plant, namely the solar receiver and the organic Rankine cycle, which is the power block. Firstly, a literature review of small scale concentrating solar power plants with an electric power output between 1 and 500 kWe was carried out. This study found that several small scale concentrating solar power plants have been built and tested over the past decades, with none being carried out in Sub-Saharan Africa except in South Africa. A dynamic model of the receiver was then developed to predict the behavior of this component under real operating conditions. This model gives the evolution of the temperature of the heat transfer fluid at the output of the receiver according to the DNI. A first simulation of the model for a constant incident power of 100 kWth, under an ambient temperature of 45 °C, and a flow rate of 0.83 kg·s-1 of the heat transfer fluid gave a temperature difference of 41 °C between the inlet and the outlet of the heat transfer fluid. A second simulation from a variable DNI with a peak of 693 W·m-2 under an ambient of 45 °C, a flow rate of 0.83 kg·s-1 of heat transfer fluid, gave a maximum temperature of 207 °C for the heat transfer fluid. A steady-state model of the organic Rankine cycle was also developed by coupling the descriptive models of each of the five major cycle components. A series of simulations was conducted to evaluate the efficiency of the cycle according to the operating parameters. An efficiency of 14% was obtained for an evaporation pressure of 16 bars, an ambient temperature of 45 °C, and a turbine isentropic efficiency of 0.9. Another simulation showed that the cycle efficiency could reach 16.3% for an evaporation pressure of 16 bars, an isentropic efficiency of the turbine of 0.9, and an ambient temperature of 25 °C. The last phase of this work focused on the experimentation of the solar receiver in real conditions. 3 heliostats out of a total of 20 were used. The tests were conducted with 1 then 2 and finally 3 heliostats. The results obtained with 3 heliostats showed that for an incident solar flux of the order of 7.5 kW, there is a temperature difference of 4.8 °C between the inlet and the outlet of the heat transfer fluid in the solar receiver. Analysis of the results obtained from various tests conducted showed that the rate of energy received by the heat transfer fluid varied from 6% for tests with one heliostat, to 13% for tests with three heliostats. This low rate of energy absorbed by the heat transfer fluid is the consequence of the mass flow of the heat transfer fluid, which was very low during our experiments. |
Thèse en Sciences et Technologies de l'Eau, de l'Energie et de l’Environnement, Réf : 2iE/2018-01. Modélisation et expérimentation d’une microcentrale solaire a concentration : cas de CSP4Africa [texte imprimé] / Yao Manu SESHIE . - 2018 . - 123 p. Langues : Français ( fre)
Résumé : |
Dans le but d’étudier la rentabilité des centrales solaires à concentration de petite puissance pour un déploiement dans les régions sahéliennes, une centrale à tour nommée CSP4Africa a été construite et est en expérimentation sur le site de la Fondation 2iE à Kamboinsé. Cette centrale dispose d’un champ solaire d’une puissance nominale de 100 kWth pour une production électrique estimée à 8,6 kWe. Les travaux de cette thèse se sont focalisés sur deux composants essentiels de la centrale que sont le récepteur solaire et le cycle organique de Rankine qui joue le rôle du bloc de conversion électrique. Dans un premier temps, une revue bibliographique a été faite sur les centrales solaires à concentration de puissance électrique comprise en 1 et 500 kWe. Cette étude a permis de constater que plusieurs microcentrales solaires ont été construites et testées au cours de ces dernières décennies, sans qu’aucune ne soit réalisée en Afrique Sub-saharienne à l’exception de l’Afrique du Sud. Un modèle dynamique du récepteur a été ensuite développé pour prédire le comportement de cet organe en condition réelle de fonctionnement. Ce modèle donne l’évolution de la température du fluide caloporteur à la sortie du récepteur en fonction du DNI. Une première simulation du modèle développé pour un flux incident constant de 100 kWth, sous une température ambiante de 45 °C, et un débit de circulation de 0,83 kg·s-1 du caloporteur, a donné une différence de température de 41 °C entre l’entrée et la sortie du fluide caloporteur. Une seconde simulation à partir d’un DNI variable et présentant un pic de 693 W·m-2 sous un environnement ambiant de 45 °C, un débit de circulation de 0,83 kg·s-1 du caloporteur a donné une température maximale de 207 °C. Un modèle en régime stationnaire du cycle organique de Rankine a été également réalisé en couplant les modèles descriptifs de chacun des quatre composants principaux du cycle. Une série de simulations a conduit à évaluer le rendement du cycle en fonction des paramètres opératoires. Un rendement de 14% a été obtenu pour une pression d’évaporation de 16 bars, une température ambiante de 45 °C et un rendement isentropique de turbine de 0,9. Une autre simulation a montré que le rendement du cycle pouvait atteindre 16,3% pour une pression d’évaporation de 16 bars, un rendement isentropique de la turbine de 0,9, et une température ambiante de 25 °C. La dernière phase de ce travail a porté sur l’expérimentation du récepteur solaire en condition réelle. 3 héliostats sur un total de 20 prévus ont été utilisés. Les tests ont été conduits avec 1 puis 2 et enfin 3 héliostats. Les résultats obtenus avec 3 héliostats ont montré que pour un flux solaire incident de l’ordre de 7,5 kW, on observe une différence de température de 4,8 °C entre l’entrée et la sortie du fluide caloporteur dans le récepteur solaire. L’analyse des résultats obtenus des différents tests menés a montré que la puissance absorbée par le fluide caloporteur varie de 6% pour les tests avec un héliostat à 13% pour les tests avec trois héliostats. Ce faible taux de captation et transfert de l’énergie au fluide caloporteur est la conséquence du débit de circulation du fluide caloporteur très inférieur au débit nominal lors de nos expérimentations.
Mots-clés : solaire thermodynamique, microcentrale solaire à concentration, modélisation, expérimentation, récepteur solaire, récepteur solaire à cavité, cycle organique de Rankine.
Abstract : In order to study the profitability of small-scale concentrating solar power plants for their deployment in the Sahelian regions, a central receiver system named CSP4Africa has been built and is being tested on the site of the 2iE Foundation in Kamboinsé. The nominal power of its solar field is 100 kWth, for an estimated power generation of 8.6 kWe. The work in this thesis has focused on two essential components of the plant, namely the solar receiver and the organic Rankine cycle, which is the power block. Firstly, a literature review of small scale concentrating solar power plants with an electric power output between 1 and 500 kWe was carried out. This study found that several small scale concentrating solar power plants have been built and tested over the past decades, with none being carried out in Sub-Saharan Africa except in South Africa. A dynamic model of the receiver was then developed to predict the behavior of this component under real operating conditions. This model gives the evolution of the temperature of the heat transfer fluid at the output of the receiver according to the DNI. A first simulation of the model for a constant incident power of 100 kWth, under an ambient temperature of 45 °C, and a flow rate of 0.83 kg·s-1 of the heat transfer fluid gave a temperature difference of 41 °C between the inlet and the outlet of the heat transfer fluid. A second simulation from a variable DNI with a peak of 693 W·m-2 under an ambient of 45 °C, a flow rate of 0.83 kg·s-1 of heat transfer fluid, gave a maximum temperature of 207 °C for the heat transfer fluid. A steady-state model of the organic Rankine cycle was also developed by coupling the descriptive models of each of the five major cycle components. A series of simulations was conducted to evaluate the efficiency of the cycle according to the operating parameters. An efficiency of 14% was obtained for an evaporation pressure of 16 bars, an ambient temperature of 45 °C, and a turbine isentropic efficiency of 0.9. Another simulation showed that the cycle efficiency could reach 16.3% for an evaporation pressure of 16 bars, an isentropic efficiency of the turbine of 0.9, and an ambient temperature of 25 °C. The last phase of this work focused on the experimentation of the solar receiver in real conditions. 3 heliostats out of a total of 20 were used. The tests were conducted with 1 then 2 and finally 3 heliostats. The results obtained with 3 heliostats showed that for an incident solar flux of the order of 7.5 kW, there is a temperature difference of 4.8 °C between the inlet and the outlet of the heat transfer fluid in the solar receiver. Analysis of the results obtained from various tests conducted showed that the rate of energy received by the heat transfer fluid varied from 6% for tests with one heliostat, to 13% for tests with three heliostats. This low rate of energy absorbed by the heat transfer fluid is the consequence of the mass flow of the heat transfer fluid, which was very low during our experiments. |
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