Modélisation et analyse du flux collecté par une centrale solaire à tour dans une atmosphère réaliste

Depuis plusieurs décennies, la demande énergétique mondiale ne cesse d’augmenter et dépasse désormais les quatorze millions de kilotonnes équivalent pétrole. En 2018, c’est environ quatre-vingts pour cent de cet approvisionnement énergétique mondial qui s’effectue par le biais d’énergies fossiles (charbon, pétrole et gaz naturel) [1]. Ces énergies fossiles présentent deux problèmes majeurs, elles sont épuisables et elles produisent une partie importante des rejets anthropiques de gaz à effet de serre, soit soixante-cinq pour cent en 2010 [2]. Ces rejets ne sont malheureusement pas sans conséquences. D’après le rapport du Groupe Intergouvernemental d’Études sur le Climat (GIEC) [3], le réchauffement climatique et ses rétroactions engendré par les rejets anthropiques de gaz à effet de serre conduit entre autres à l’augmentation des désastres naturels (cyclone, sécheresse, inondation, …), à la disparition d’espèces animales et végétales et à l’élévation du niveau de la mer. Pour pouvoir continuer à répondre à la demande mondiale énergétique toujours croissante, et pour ralentir la croissance de la température globale terrestre, l’une des solutions est de remplacer progressivement ces énergies fossiles par des énergies renouvelables moins émettrices de gaz à effet de serre. En ce qui concerne la production d’électricité, les énergies hydroélectrique, éolienne et solaire figurent parmi les technologies renouvelables les plus propres et les plus connues. L’énergie hydroélectrique est par rapport aux énergies solaire et éolienne généralement moins coûteuse et plus flexible, mais cependant plus limitée géographiquement. Le Brésil, par exemple, a la chance de posséder plusieurs sites (rivières, fleuves, …) permettant la mise en place de centrales hydroélectriques [4], ce qui n’est pas le cas des pays plutôt désertiques. De plus, à l’heure actuelle, les centrales hydroélectriques ont déjà été développées dans la plupart des sites le permettant, ce qui limite également leur expansion. Avec ces limites concernant l’énergie hydroélectrique, plusieurs modèles de prévision statuent que les énergies éolienne et solaire sont les énergies renouvelables ayant le plus fort potentiel [5, 6, 7, 8]. Sur une échelle mondiale, l’association DESERTEC a été plus loin en annonçant que quatre-vingt-dix pour cent des besoins de la population mondiale pouvait être satisfaits par de l’énergie propre en provenance de déserts [9], c’està dire par l’énergie solaire. L’énergie solaire représente l’une des meilleures alternatives aux énergies fossiles. Pour la production électrique à grande échelle, il y a les centrales solaires photovoltaïques et les Centrales Solaires Thermiques à Concentration (CSTC). Les centrales photovoltaïques sont les moins chères à mettre en place, alors que les CSTC coûtent plus cher mais sont plus flexibles avec une production électrique pouvant durer plusieurs heures en absence de soleil. La Centrale Solaire à Tour (CST) est l’une des technologies solaires thermiques à concentration qui donne la possibilité de produire de l’électricité de manière très flexible le jour (durant le passage de nuages, de poussières désertiques, …) mais aussi durant la nuit (lorsqu’elles sont équipées d’un système de stockage thermique). Pour ces raisons, les constructions de CST se multiplient avec des centrales toujours plus grandes et plus coûteuses, créant ainsi le besoin d’une estimation (préalablement à la construction de la centrale) toujours plus précise de la production électrique. Ces estimations précises sont nécessaires pour éviter que de mauvais scénarios se produisent, comme avec la fermeture de la CST à environ un milliard de dollars, Crescent Dunes, le rendement attendu n’ayant jamais été atteint [10, 11]. Une CST, de manière simplifiée, est un champ d’héliostats (miroirs asservis sur la position solaire) qui concentre le rayonnement solaire vers un récepteur qui se situe en haut d’une tour. L’une des phases les plus importantes pour estimer la production électrique d’une CST, est l’estimation du flux (en watts) collecté par le récepteur.

Les centrales solaires thermiques à concentration

Les Centrales Solaires Thermiques à Concentration (CSTC) sont avec les centrales PhotoVoltaïques (PV), les deux principales technologies solaires qui permettent une production électrique à grande échelle. Les CSTC coûtent généralement plus chères que les centrales PV, néanmoins elles présentent l’avantage d’un système efficace de stockage thermique. Cet avantage a plusieurs implications : là où la production chute avec les centrale PV pendant un passage nuageux, la production reste stable avec les CSTC ; et là où les centrale PV ne permettent plus de produire de l’électricité en fin de journée (heures où la demande ménagère est habituellement forte), les CSTC permettre encore de produire de l’électricité, et ce durant plusieurs heures. Pour illustration, la figure 1.1 représente la consommation électrique en France durant une journée en Hiver (représentatif de l’allure générale de la consommation électrique un peu partout dans le monde). La forte demande électrique arrivant en soirée, est clairement visible. Pour toutes ces raisons, les CSTC, bien que plus coûteuses que les centrales PV, sont de plus en plus préférées dans les projets solaires, comme par exemple avec le complexe solaire Noor, qui est composé de trois CSTC (Noor I, II et III) et d’une centrale PV (Noor IV). Il existe  quatre types de CSTC, les Centrales Solaires à Tour (CST), les collecteurs Fresnel linéaires, les collecteurs paraboliques et les collecteurs cylindroparaboliques (voir figure 1.2). Les CST offrent généralement plus de souplesse, avec en général un plus grand rendement énergétique et un plus grand potentiel de stockage thermique (lorsqu’elles sont équipées d’un système de stockage) [17], jusqu’à 15 heures de stockage pour la centrale Gemasolar (voir table 1.1). Les CST ont la particularité d’avoir une inertie thermique qui permet, pendant les courts passages nuageux, sans l’aide d’un système de stockage thermique, de continuer à produire de l’électricité de manière stable ; ce qui fait qu’en comparaison avec les centrales PV, il reste toujours un avantage pour les CST même non munies d’un système de stockage. La technologie cylindro-parabolique est la plus mature des quatre technologies solaires à concentration, avec une importante exploitation commerciale. Cependant, une étude comparant les collecteurs cylindro-paraboliques avec les CST [18] montre qu’il y a bien plus d’avantages avec les CST (par exemple : un rendement plus efficace, une puissance par surface terrestre utilisée plus élevée, …), élevant ainsi les CST parmi les technologies solaires à concentration au plus fort potentiel. Les CST, objets de cette thèse, sont présentées dans la suite.

Les centrales solaires à tour (CST)

Fonctionnement

Une CST est une centrale solaire composée d’un champ d’héliostats (miroirs rotatifs qui suivent la position du soleil) qui concentre le rayonnement solaire incident vers un récepteur (métallique ou céramique pour les hautes températures, pour plus détails sur les types de récepteurs voir [21]) situé au sommet d’une tour (voir Figure 1.3). Le rayonnement solaire concentré par les multiples héliostats permet au récepteur d’atteindre une température très élevée, pouvant dépasser les mille degrés. Une bonne partie de cette chaleur est ensuite transmise à un fluide caloporteur, généralement un mélange de sels fondus comme les sels de nitrate. Le fluide est ensuite transporté et stocké dans un réservoir à haute isolation thermique (hot storage tank), qui permet de maintenir durant plusieurs heures le fluide à haute température. Par la suite cette chaleur est utilisée par un générateur à vapeur pour produire de l’électricité. Le fluide, n’ayant plus la température suffisante, se dirige vers un second réservoir (cold storage tank) pour rejoindre son cycle de départ. Ce système de stockage thermique permet à certaines centrales une production électrique jour et nuit. Par exemple, le système de stockage thermique de la centrale Gemasolar permet une production électrique 24h/24 pendant l’été.

Les centrales en service et en cours de construction

Les premières centrales à tour à but commercial ont été mises en service dans les années mille neuf cent quatre-vingt, par exemple la centrale Solar One aux Etats Unis ou la centrale Themis pour la France. Malheureusement, ces centrales ont été fermées avec l’émergence de l’énergie nucléaire et du contre-choc pétrolier de 1986. Cependant, la prise de conscience, toujours plus forte d’année en année, de l’urgence d’une migration des énergies fossiles vers des énergies renouvelables moins polluantes, permettent aux CST commerciales de réapparaître de nouveau intéressantes. En 2007 la centrale PS10 est mise en fonctionnement. Depuis, ces centrales ne cessent de se multiplier un peu partout dans le monde. La table 1.1 permet de visualiser la liste actuelle de toutes les CST commerciales en service et en construction, en fonction des pays. Actuellement, soixante-quinze pour cent des CST commerciales sont munies d’un système de stockage thermique comme le seront les deux CST à venir (Atacama-1 et DEWA CSP Tower Project). Cela indique que l’inertie thermique des CST sans stockage, qui permet d’être plus flexible que les centrales PV durant la journée, n’est généralement pas suffisante et que la production électrique en soirée et/ou durant la nuit, avec un système de stockage assez coûteux, prime davantage. La Chine est actuellement le pays qui détient presque 60 pour cent des CST en service dotées d’un système de stockage. La figure 1.4 montre deux d’entre-elles, à savoir les centrales solaires à tour de 50 et 10 MW du désert de Gobi. Parmi les grandes CST atteignant au moins les 100 MW, celle avec la plus grande capacité de stockage thermique est également localisée en Chine (jusqu’à 11 heures). Toutefois d’autres grandes centrales à venir devraient dépasser ce record avec la centrale DEWA et Atacama-1 qui auront respectivement 15 et 17.5 heures de capacité de stockage.

En 2009, la centrale espagnole PS20 avec ses 20 MW était la plus puissante des CST commerciales en service. En 2014, la centrale américaine Ivanpah a largement battu ce record, avec une capacité de puissance net de 377 MW (avec 3 tours).

Nécessité d’une estimation précise du flux collecté

La « bancabilité » d’une CSTC (un projet bancable est un projet avec un degré de risques suffisamment faible pour permettre son financement par les banques) dépend de plusieurs facteurs comme les risques liés au pays (les instabilités politiques, développement économique, …), les risques techniques (par exemple le manque d’infrastructures pour le raccordement au réseau de distribution électrique), mais également les risques en ressource (par exemple la disponibilité de données précises sur la quantité et la variabilité d’ensoleillement) [27]. L’un des apports permettant d’améliorer significativement la bancabilité d’une CSTC est l’amélioration de l’estimation de la production électrique, notamment grâce à une meilleure représentation de la forte variabilité atmosphérique (temporelle et spatiale). Plusieurs études le confirme en affirmant la nécessité d’estimations plus précises des données d’ensoleillement [28, 29, 30, 31]. Dans le cas d’une CST, améliorer la bancabilité nécessite donc d’améliorer l’estimation du flux collecté par le récepteur de la centrale.

État de l’art sur l’estimation du flux collecté 

Le flux collecté est actuellement estimé en deux étapes. Pour rappel, les héliostats d’une CST sont orientés de sorte à renvoyer le rayonnement solaire direct vers le récepteur. La première phase consiste alors à estimer le rayonnement solaire direct incident sur la surface des héliostats, à savoir l’estimation de l’irradiance normale direct au sol (DNI pour Direct Normal Irrandiance). Le DNI permet de considérer la variabilité atmosphérique, qui varie énormément en fonction du lieu géographique et du temps. L’estimation du DNI s’effectue généralement par calcul avec un code de Transfert Radiatif Atmosphérique (TRA) en simulant la propagation de la lumière depuis l’espace jusqu’au sol, mais également par la mesure d’instruments de télédétection au sol. Les codes de TRA sont présentés dans la section 1.3.1. Le flux incident réfléchi par le champ d’héliostats subit plusieurs pertes optiques décrites au chapitre 4 (ombrages, blocages, etc), notamment dues à la conception géométrique de la centrale. La deuxième phase consiste à utiliser un code de ray tracing (tracé de rayons) indépendant du code TRA, pour simuler le trajet suivi par le rayonnement solaire des héliostats vers le récepteur (voir la section 1.3.2 pour une description plus détaillée des codes de ray tracing), ce qui permet d’estimer l’efficacité optique (reliée aux pertes optiques) de la centrale. Ainsi, le flux collecté par le récepteur de la CST, à un instant donné, est obtenu en multipliant l’efficacité optique (estimée indépendemment du DNI) par la surface totale des héliostats et la valeur du DNI à cet instant. Dans la suite, les outils existants et généralement utilisés pour l’estimation du flux collecté par une CST sont présentés avec une brève revue des codes TRA et des codes de ray tracing. Le DNI est ensuite introduit avec plus de détails, avec notamment une précision sur la différence qui existe entre le DNI calculé par un code de TRA et le DNI mesuré par les instruments sols.

Les codes de transfert radiatif atmosphérique

Dans le cadre de l’étude d’une CST, les codes de TRA sont utilisés pour l’estimation du DNI comme les codes SMARTS, Libratran ou MODTRAN [14, 32, 15]. En connaissant l’irradiance solaire direct au sommet de l’atmosphère (TOA pour Top Of Atmosphere en anglais) (valant 1360 W/m2 plus ou moins quelques pourcents selon la distance terre-soleil), il suffit d’entrer dans le code de TRA le profil atmosphérique étudié (paramétré i.e. choix des types et/ou quantités de molécules, aérosols et nuages en fonction des mesures satellites et sols). Le code, à travers la résolution numérique des équations de transfert radiatif, permet la considération de l’absorption et de la diffusion (par les molécules, les aérosols et les nuages) du rayonnement solaire dans l’atmosphère. En plus du calcul du DNI pour l’estimation du flux collecté par une CST, dans certaines études, les codes de TRA sont utilisés pour estimer avec précision l’atténuation atmosphérique du rayonnement solaire direct entre les héliostats et le récepteur [33, 34]. D’autres approches basées sur la théorie du transfert radiatif sont également proposées [35, 36]. Les revues sur les codes de TRA manquent cruellement dans la littérature. Cependant, de petites revues existent, en introduction dans certains articles [37, 38]. Une présentation de Phillipe Dubuisson lors un atelier Trattoria 2015 présente de manière assez générale les codes de TRA [39] ; avec les différentes variantes que nous pouvons retrouver selon le type de code, comme la géométrie (1D/3D), la résolution spectrale (monochromatique, raie par raie, modèle de bande), la méthode de résolution de l’équation de transfert radiatif (Monte-Carlo, ordonnées discrètes, adding-doubling, ordres successifs de diffusion), les processus radiatifs considérés (polarisation, émission, absorption gaz, absorption/diffusion aérosols et nuages), la gamme spectrale (infrarouge, visible, ultraviolet), la prise en compte des surfaces (lambertienne, marine, désertiques) et les quantités radiatives calculées (luminance, densité de flux, transmission). Les codes de TRA les plus précis sont les codes 3D résolvant l’équation de transfert radiatif par la méthode statistique de Monte-Carlo [39]. Parmi les codes 3D de TRA utilisant Monte-Carlo, il y a le code MYSTIC, MSCART, SASKTRAN [40, 41, 42], mais aussi 3DMCPOL et SPARTA [43, 44] qui ont fait l’objet de plusieurs études de comparaison très récemment [45, 46]. Mais ces codes 3D, qui sont les plus précis, sont également les plus lents. Dans le cadre des travaux de cette thèse, nous utilisons le code de TRA SMART-G [47]. Le code SMART-G a été développé par Hygeos (depuis 2009) et est toujours maintenu. Le code n’englobe pas encore du transfert radiatif 3D, mais résout les équations de transfert radiatif polarisée via la méthode de MonteCarlo dans une atmosphère 1D plan parallèle ou sphérique. SMART-G permet de faire des simulations monochromatiques ou intégrées spectralement (par exemple avec REPTRAN [48] ou la méthode de la k-distribution [49]). Il est possible de prendre en compte une surface 3D pour la réflection sur le sol. L’un des grands avantages de SMART-G est l’utilisation de la technologie du calcul parallèle par carte graphique (GPU), offrant ainsi une réduction importante des temps de calcul permettant une résolution d’étude plus large.

Table des matières

Introduction générale
1 Problématique de l’estimation du flux collecté par les centrales solaires à tour
1.1 Les centrales solaires thermiques à concentration
1.2 Les centrales solaires à tour (CST)
1.2.1 Fonctionnement
1.2.2 Les centrales en service et en cours de construction
1.2.3 Nécessité d’une estimation précise du flux collecté
1.3 État de l’art sur l’estimation du flux collecté
1.3.1 Les codes de transfert radiatif atmosphérique
1.3.2 Les codes de ray tracing
1.3.3 L’irradiance normale directe (DNI)
1.4 Vers un couplage centrale solaire – atmosphère dans un code de transfert radiatif atmosphérique Monte-Carlo
2 Transfert radiatif dans l’atmosphère : définitions et principe des méthodes de Monte-Carlo
2.1 Le transfert radiatif dans l’atmosphère
2.1.1 Le spectre électromagnétique
2.1.2 Notion d’angle solide
2.1.3 Les quantités radiométriques de base
2.1.4 L’absorption, la diffusion et l’extinction
2.1.5 La diffusion dans l’atmosphère
2.1.6 L’équation de transfert radiatif
2.2 Les méthodes de Monte-Carlo
2.2.1 Introduction
2.2.2 Rappel de quelques définitions
2.2.3 Fonctions de densité de probabilité et distribution cumulative
2.2.4 L’espérance, la variance et l’écart-type
2.2.5 Loi forte des grands nombres et théorème centrale limite
2.2.6 Méthode d’inversion de la fonction de distribution cumulative
2.2.7 Deux exemples utilisant la méthode d’inversion
3 Méthode pour estimer le flux collecté avec un code de transfert radiatif atmosphérique : application au code SMART-G
3.1 Transfert radiatif par méthodes de Monte-Carlo : le code SMART-G
3.2 Incorporation d’objets 3D dans une atmosphère réaliste
3.2.1 Cas d’une atmosphère purement absorbante
3.2.2 Cas d’une atmosphère absorbante et diffusante
3.2.3 Validation
3.3 Le lancement des photons pour considérer les multiples contributions atmosphériques
3.3.1 Le mode de lancement A : suivi en « forward »
3.3.2 Le mode de lancement B : suivi en « backward »
3.4 Conclusion
Conclusion générale

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