Gotowa bibliografia na temat „Centrale solaire à concentration Fresnel”

Cette étude porte sur la conception d’une installation de production d’hydrogène par électrolyse de la vapeur d’eau à très hautes températures (700 – 1000 °C) dont les ressources énergétiques sont solaires. L’alimentation en électricité se fait par des cellules photovoltaïques et l’alimentation en vapeur est assurée par une centrale solaire à concentration. La simulation numérique de la production d’hydrogène, pour l’installation proposée, est faite en se basant sur les équations caractéristiques régissant l’électrolyse de l’eau, les panneaux photovoltaïques et la centrale solaire à concentration. Le taux de production d’hydrogène est déterminé pour des valeurs différentes du rayonnement solaire et pour différents sites du pays. Les résultats obtenus par le code de calcul établi et dont le but recherché est la détermination des conditions les plus favorables pour une meilleure production d’hydrogène, sont présentés et discutés.

Tout comme beaucoup de pays arabes et africains, l’Algérie est confrontée dès maintenant à des défis économiques et énergétiques sans précédents. Ces défis vont être accentués avec le déclin des réserves de gaz naturel et du pétrole. Dans ces circonstances, la conservation de l’indépendance énergétique du pays et sa prospérité économique et sociale dans un avenir proche se jouent dès aujourd’hui. Dans ce contexte, la promotion de la filière des énergies renouvelables et plus particulièrement de la filière thermique solaire est très prometteuse. Le présent travail s’aligne sur les mêmes objectifs susmentionnés. Il est consacré à l’étude thermodynamique du cycle irréversible avec régénération de Brayton utilisé dans les centrales thermiques de production de puissance à concentration solaire. Les performances du cycle ont été analysées pour trois différents agents thermiques à savoir: l’hélium, l’air et le dioxyde de carbone. Il en ressort que le cycle de Brayton solaire irréversible avec régénération est plus performant avec de l’hélium comme fluide de travail avec les valeurs basses des rapports de pressions incluses entre 3 et 5 et de températures avoisinant 0.25. Pour les valeurs du rapport de pressions comprises entre 9 et 13 et les valeurs des rapports de températures supérieurs à 0.3 le cycle est opérationnel et plus performant avec du CO2 en qualité de fluide de travail.

Le présent article est une contribution à l’élaboration d'une méthodologie d'évaluation de sites pouvant accueillir une centrale électrique solaire thermique à concentration (CSP). En particulier l'évaluation des ressources solaires de plusieurs sites potentiels est étudiée avec attention. L'irradiation solaire normale directe (DNI), nécessaire au dimensionnement des centrales CSP, est estimée à partir d'outils issus des mesures du rayonnement au sol ainsi que des estimations provenant de données satellites. Enfin, la méthodologie est appliquée sur un cas d'étude (dans le contexte Algérien) où il est aussi question d'évaluer des outils du rayonnement solaire pouvant être utilisés dans le cadre de cette méthodologie.

Dans cette étude théorique et expérimentale, nous nous intéressons à l'effet des paramètres de conception sur les performances thermiques notamment la température de sortie lors de l'écoulement d'une lame d'air dans le conduit utile absorbeur, placé dans la zone focale d’un capteur avec effet de concentration linaire de type Fresnel. Le conduit utile rectangulaire d’une longueur de 2,32 m, est muni de rugosités artificielles rectangulaires tordues, qui sont confectionnées d’acier galvanisé d’épaisseur 0,5 mm et disposées en quinconce afin d’assurer un écoulement désordonné et turbulent. Le capteur à concentration linéaire Fresnel est constitué de deux éléments, comportant chacun 40 miroirs ordinaires en verre parfaitement réfléchissants, sont fixés sur des tôles métalliques pour assurer la rigidité du système au cours des opérations de réglage et de maintenance. Une étude expérimentale est entamée, pour mettre en évidence l’évolution des performances thermiques du capteur solaire considéré, essentiellement la température du fluide à la sortie du conduit absorbeur, l'énergie thermique véhiculée et le rendement thermique.

Ce manuscrit aborde la modélisation numérique d’une installation commerciale utilisant la technologie de concentration solaire linéaire Fresnel pour la production directe de vapeur d’eau à haute pression (70 bars) qui sera valorisée en énergie électrique grâce à un groupe turbo-alternateur de 10 MW. Cette installation nommée centrale solaire eLLO, située sur le plateau Cerdan dans les Pyrénées-Orientales, France, fait suite à l’expérience positive de SUNCNIM sur la conception et la réalisation d’un prototype de concentrateur linéaire Fresnel à génération directe de vapeur à La Seyne-sur-Mer, Var, France. Néanmoins, le changement d’échelle et les premières années d’exploitation révèlent le besoin de redéfinir les sousmodèles utilisés pour le dimensionnement du projet eLLO.Ainsi, le projet de recherche présenté dans ce document a pour objectif de développer un modèle global de la centrale pour étudier ses performances et proposer des pistes d’optimisations de l’installation et des stratégies opératoires. Un modèle optique, développé sur la base de la méthode de lancer de rayons, permet de définir le comportement optique des concentrateurs solaires pour toutes les positions solaires et d’étudier les particularités des champs solaires de la centrale eLLO comme l’orientation et l’inclinaison des concentrateurs, la non-coplanarité des récepteurs solaires ou encore la distribution asymétrique des rayons de cintrage des miroirs. Une étude thermique expérimentale et un modèle numérique permettent de redéfinir la caractérisation des pertes thermiques des récepteurs solaires. La validation de ces études est effectuée en comparant les résultats aux performances optiques et thermiques d’autres concentrateurs solaires linéaires Fresnel développés par des industriels ou des laboratoires. Finalement, ces résultats sont utilisés comme donnée d’entrée du modèle global qui est constitué de l’ensemble des composants et des régulations, du récepteur solaire au groupe turbo-alternateur du cycle thermodynamique de Hirn mis en oeuvre à la centrale. Validé en comparant les résultats numériques aux données expérimentales, le modèle global permet de décrire le comportement dynamique de l’installation industrielle et ainsi de mettre en évidence des pistes d’améliorations du procédé. Les connaissances apportées par le modèle optique et l’étude des pertes thermiques permettent de proposer une stratégie de régulation de la recirculation de l’eau dans les champs solaires ayant pour objectif 80 % de vapeur à la sortie des lignes solaires. Ce document se termine par une analyse des données expérimentales issues de la centrale et la caractérisation de certains indicateurs de performance qui sont, à notre connaissance, une première dans la littérature scientifique pour une installation commerciale
This manuscript presents the numerical modelling of a commercial plant using Fresnel linear solar concentrator technology for the direct production of high-pressure (70 bar) steam, which will be converted into electrical energy using a 10 MW turbine-generator set. This installation, known as the eLLO solar power plant, located on the Cerdan plateau in the Pyrénées-Orientales, France, follows SUNCNIM's positive experience in designing and building a linear Fresnel concentrator prototype for direct steam generation in La Seyne-sur-Mer, Var, France.Nevertheless, the change of scale and the first years of operation revealed the need to redefine the sub-models used for sizing the eLLO project. The aim of the research project presented in this document is therefore to develop a global model of the power plant in order to study these performances and propose ways of optimizing the installation and the operating strategies. An optical model, developed on the basis of the ray-tracing method, is used to define the optical behaviour of the solarconcentrators for all solar positions, and to study the particularities of the eLLO power plant's solar fields, such as the orientation and inclination of the concentrators, the non-coplanarity of the solar receivers and the asymmetric distribution of the mirrors bending radius. An experimental thermal study and a numerical model are used to redefine the characterizationof solar receiver heat losses. These studies are validated by comparing the results with the optical and thermal performance of other Fresnel linear solar concentrators developed by industries or laboratories.Finally, these results are used as input data for the global model, which comprises all components and controls, from the solar receivers to the turbo-alternator unit of the Hirn thermodynamic cycle implemented at the plant. Validated by comparing numerical results with experimental data, the global model can be used to describe the dynamic behaviour of the industrial plant, and thus highlights potential areas of process improvement. The knowledge provided by the optical model and the heat loss study enables to come up with a strategy for regulating water recirculation in the solar fields, with a target of 80% steam at the outlet of the solar lines. The manuscript concludes with an analysis of experimental data and the characterization of performance indicators which, to our knowledge, is a first achievement in the scientific literature for a commercial installation

Ce travail a pour objet de développer une nouvelle technologie de l’énergie solaire à concentration. Il porte sur la présentation du concept, la réalisation prototypique et l’étude optique et énergétique d’un nouveau concentrateur solaire QingSun™. Ce concentrateur a une forme de parallélépipède rectangulaire et comporte des lentilles de Fresnel linéaires, des parois tapissées de miroir et d’un récepteur solaire mobile entraîné par un système de suivi à l’intérieur du caisson de concentration. Un modèle optique et un modèle énergétique ont été élaborés et validés avec une série d’expériences. Ils ont permis d’étudier le fonctionnement et les performances énergétiques du concentrateur. Une étude de l’influence paramétrique de l’inclinaison et l’orientation a été effectuée et a montré que l’inclinaison a plus d’influence que l’orientation sur les performances. Enfin, les performances énergétiques optimales du concentrateur ont été estimées
This work is for the purpose to develop a new solar concentrating technology. It covers the presentation of the concept, the prototype realization and the optical and energy study of a new solar concentrator QingSun™. This concentrator has a shape of rectangular parallelepiped and includes linear Fresnel lenses, mirror-lined walls and a mobile solar receptor controlled by a tracking system inside the casing. An optical model and an energy model were developed and validated with a series of experiments. The both models permitted us to examine the function and the energy performance of the concentrator. A parametric study of the influence of the tilt and the orientation was performed and showed that the tilt had more influence than the orientation. Finally, the optimal energy performance of this concentrator was estimated

L’objectif de ce travail de thèse, effectué en partenariat entre le laboratoire LITEN-LETH du CEA de Grenoble et le laboratoire PROMES du CNRS à Odeillo, a été de contribuer au développement d’une technologie d’absorbeur solaire surfacique métallique à air pressurisé haute température. Cet absorbeur doit permettre de chauffer de l’air à plus de 750°C, pour les futures centrales solaires thermiques à concentration à tour de type HSGT (Hybrid Solar Gas Turbine). L’absorbeur envisagé se fonde sur les avancées technologiques dans le domaine des échangeurs de chaleur compacts à haute température. Deux technologies ont été sélectionnées suite à une étude bibliographique : la technologie Printed Circuit Heat Exchanger (PCHE) et une technologie innovante développée en interne au LITEN du CEA de Grenoble. Des simulations thermo hydrauliques et une campagne expérimentale menée sur des maquettes de 10 kWth, ont permis de comprendre le comportement de chacune des technologies soumises à une forte concentration de flux solaire (jusqu’à 400 kW/m²), d’en déterminer les performances (corrélations thermo hydrauliques) et les limites. La maquette PCHE a produit de l’air à des températures atteignant 800°C avec des coefficients expérimentaux d’échange thermique projeté jusqu’à 2300 W/m². K. La maquette LITEN a permis, malgré une température de paroi supérieure limitée à 600°C, de chauffer de l’air jusqu’à 488°C avec de bonnes performances d’échange projeté, jusqu’à 1300 W/m². K. Les résultats obtenus au cours de cette thèse ont abouti à la recommandation d’une technologie et au dimensionnement d’un module d’absorbeur solaire destiné à intégrer le futur récepteur solaire à air pressurisé Mini Pégase dans le cadre du programme de recherche Pégase sur la centrale Thémis à Targassonne
The objective of this PhD thesis, carried out in partnership between LITEN-LETH laboratory at CEA of Grenoble and CNRS-PROMES laboratory in Odeillo, was to contribute to the development of a high temperature pressurized air metallic surface absorber technology for hybrid solar gas turbine tower (HSGT). An objective of 750°C for the outlet air temperature has been settled. The envisaged absorber is relying on technological breakthroughs in the field of high temperature compact heat exchangers. Two technologies have been selected subsequently to a literature review : the Printed Circuit Heat Exchanger technology (PCHE) proposed by the manufacturer Heatric, and an innovative technology developed internally at LITEN. Thermal hydraulic simulations were carried out to understand the behavior of each technology under a high concentrated solar flux and to determine respective performances (determination of thermal hydraulic correlations) and limitations. A 10 kWth absorber mock up has been designed and manufactured for each technology. It was then experimentally characterized under high concentrated solar flux (up to 400 kW/m²). The PCHE mock up produced air at outlet temperature up to 800 ° C with an experimental heat transfer coefficient of 2300 W/m². K The LITEN mock up, despite a wall temperature limited to 600°C, heated the air up to 488°C with good thermal performances reaching 1300 W/m². K. The results obtained during this PhD work resulted in the recommendation of a technology and in the design of a solar absorber module intended to integrate the futur air solar receiver Mini Pegase, within the french research program called Pegase on the Themis solar site in Targassonne

Convaincu de l’intérêt et du potentiel des matériaux naturels et des déchets industriels, cette thèse a contribué à la mise au point de matériaux de stockage de la chaleur (TESM) pour les CSP en Afrique de l’Ouest. Plus spécifiquement, ce travail de recherche a porté sur la valorisation de la latérite du Burkina Faso, des cendres de foyer des centrales à charbon de la société SONICHAR au Niger, des résidus en carbonate de calcium (chaux) de l’industrie de production de l’acétylène au Burkina Faso et l’huile végétale de Jatropha curcas de la société Belwet au Burkina Faso. Les résultats de cette étude ont permis de montrer que l’huile de Jatropha curcas peut être considérée comme une alternative viable aux fluides de transfert et aux TESM conventionnels pour les CSP fonctionnant à 210 °C. Les matériaux élaborés à partir des cendres de foyer et de la latérite présentent un caractère réfractaire en raison de la présence de mullite et de spinelle. L’ajout de chaux permet de réduire le point de fusion tout en préservant le caractère réfractaire et conducteur des phases obtenues. En raison de leurs stabilités, et l’absence de conflit d'utilisation, les matériaux obtenus peuvent être utilisés comme TESM dans CSP à des températures allant jusqu’à 900 °C
Convinced of the interest and potential of natural materials and industrial waste, this thesis has contributed to the development of heat storage materials (TESM) for CSPs in West Africa. More specifically, this research focused on the valorization of laterite from Burkina Faso, the bottom ashes from the coal-fired power plants of SONICHAR in Niger, residues of calcium carbonate (lime) from the acetylene in Burkina Faso and the vegetable oil of Jatropha curcas from the company Belwet in Burkina Faso. The results of this study showed that Jatropha curcas oil can be considered as a viable alternative to conventional HTF and TESM for CSP operating at 210 °C. The materials elaborated from bottom ashes and laterites present a refractory character due to the presence of mullite and spinel. The addition of lime makes it possible to reduce the melting temperature while preserving the refractory and conductive character of the obtained phases. Due to their stabilities, and the absence of conflict of use, the obtained materials can be used as TESM in CSP at temperatures up to 900 °C

Par rapport aux ressources énergétiques fossiles combustibles, l’énergie solaire présente des caractéristiques inhérentes à la nature même de la ressource. Ce constat met en évidence la nécessité de système de stockage d’énergie. Ce travail de thèse consiste à étudier un stockage thermique pour une centrale solaire à concentration, ainsi que ses deux composants essentiels : le fluide de transfert et les matériaux de garnissage solides. La compréhension du système de stockage thermocline sur lit de roche est réalisée grâce à une approche expérimentale et numérique. Une alternative innovante sur le choix du fluide de transfert consiste à utiliser des huiles végétales. Concernant le garnissage, un matériau à géométrie contrôlée est développé à partir d’un coproduit issu de la sidérurgie. L’originalité de cette association pour le stockage thermique permet d’allier performance, disponibilité des matériaux en quantité industrielle tout en réduisant l’impact environnemental et financier
Compare to fossil fuel energy resources, solar energy presents the inherent characteristic given by the very nature of the resource (intermittent availability). This observation highlights the need for thermal energy storage system. This doctoral thesis studies thermal energy storage for concentrating solar power plant, as well as its two essential components: the heat transfer fluid and the thermal energy storage materials. The analysis of the thermocline storage system with filler materials is achieved through experimental and numerical approaches. An innovative alternative for the heat transfer fluid consists to use vegetable oils, which offers comparable thermal properties and operating behavior to conventional thermal fluid. Regarding thermal energy storage materials, many natural and recycled materials can be used. A storage material with controlled geometry is developed from steel industry co-product. The originality of this combination for thermal energy storage combines performance, materials availability at industrial scale while reducing environmental and financial impact

Le flux collecté par le récepteur d’une centrale solaire thermique à tour est traditionnellement estimé en ne considérant que le rayonnement solaire direct réfléchi par le champ d’héliostats. Nous proposons dans cette thèse le développement d’un code de transfert radiatif atmosphérique amélioré pour non seulement considérer la contribution du rayonnement solaire direct réfléchi par les héliostats, mais aussi toutes les autres contributions incluant le rayonnement solaire diffus par l'atmosphère, réfléchi par le sol, etc. Pour cela, le code de transfert radiatif atmosphérique Monte-Carlo SMART-G est choisi et est développé pour y incorporer une centrale solaire à tour dans une atmosphère réaliste. La méthode pour la création de ce nouvel outil est décrite et validée. L’utilisation de ce nouvel outil se révèle être essentielle pour une correcte estimation du flux collecté par une centrale solaire à tour localisée dans un milieu désertique et une première analyse des gains environnementaux est présentée pour le flux collecté annuellement pour la centrale PS10 placé à Ouarzazate au Maroc
The flux collected by the receiver of a solar tower plant is traditionally estimated by the only consideration of the direct solar radiation reflected by the heliostat field. In this thesis, we propose the development of a new version of an atmospheric radiative transfer code to consider not only the flux from direct solar radiation reflected by heliostats but also all the other contributions as the scattered solar radiation, the solar radiation reflected by the ground, on so on. To perform that, the Monte-Carlo atmospheric radiative transfer code SMART-G is chosen and developed to allow the incorporation of a solar tower plant in a realistic atmosphere. The method to create this new tool is completely described and validated. The use of this new tool has proved to be essential for a correct estimate of the flux collected by a solar tower plant located in a desert. An first analysis of the environnemental gain is realized for the annually collected flux of the PS10 solar tower plant, placed in Ouarzazate in Maroc

Le Photovoltaïque à concentration (CPV) est l’un des moyens les plus prometteurs de générer l’énergie propre à des coûts potentiellement très réduits. Son idée consiste principalement à utiliser des éléments optiques pour concentrer les rayons solaires sur des cellules multi-jonctions de petites tailles pour profiter de leurs rendements élevés. Une architecture optique typique pour un concentrateur CPV est formée par : un premier élément optique appelé élément optique primaire qui recueille les rayons directs du soleil, il peut être soit réfractif ou réfléchissant. Et un élément optique secondaire qui reçoit la lumière du primaire et la renvoie à la cellule, l’ajout de cet élément dans un système CPV aide à élargir l’angle d’acceptance et à homogénéiser la distribution de l’irradiance sur la cellule. C’est dans ce contexte que s’inscrit notre travail de recherche qui porte sur le CPV à deux étages à base des lentilles de Fresnel comme POE et de différentes formes géométriques comme secondaire. Nous avons réalisé une étude comparative de quatre concentrateurs à base de la lentille de Fresnel, dédiés aux systèmes photovoltaïques à haute concentration. Ces quatre concentrateurs sont formés de la même lentille de Fresnel comme élément optique primaire et quatre secondaires : CPC, CCPC, pyramide et cône. Quatre matériaux avec des indices de réfraction différents ont été considérés. La lentille a un diamètre d = 350mm et une distance focale f = 265mm. Nos simulations sont effectuées à l’aide du logiciel de traçage de rayons TracePro. Les résultats ont montré que la pyramide était le SOE le plus performant. Pour les tests expérimentaux nous avons conçu des prototypes de petites tailles, une analyse paramétrique a été réalisée pour mettre en évidence les principales performances de l’élément secondaire. Des bancs de mesure ont été montés pour comparer les efficacités optiques et électriques des différents prototypes. Les résultats montrent que les rendements optiques mesurés et les angles d’acceptance des unités CPV étaient très proches de ceux des simulations optiques. La pyramide offre la meilleure efficacité optique (80,81%) et le plus grand angle d’acceptance (2,03°). Les mesures électriques ont également confirmé que la meilleure solution pour l’optique secondaire est la pyramide car elle accorde une puissance et un rendement électriques plus élevés. Les efficacité optique et électrique obtenues sont respectivement 80,81% et 31%, ces résultats correspondent aux meilleures efficacités enregistrées dans la littérature
Concentrating Photovoltaics (CPV) is one of the most promising ways to generate clean energy at potentially reduced costs. The main idea is to use optical elements to concentrate the solar rays on a multi-junction solar cells to take advantage of their high efficiencies. Concentrators for CPV can have very different architectures and optical elements, resulting in a wide variety of possible designs. A typical optical architecture for a CPV concentrator is formed by: a first optical element called the primary optical element (POE) which collects the direct rays of the sun, it can be either refractive or reflective. And a secondary optical element (SOE) that receives light from the primary and sends it to the cell. The main role of this element in a CPV unit is to broaden the angle of acceptance and to homogenize the irradiance distribution on the solar cell. Our research thematic deals with this kind of solar concentrators, it concerns the design, testing and optimization of two-stage CPV units, that use a Fresnel lens as POE. After a detailed bibliographic study, we carried out a comparative study of four solar concentrators dedicated to high concentration photovoltaic systems. These four concentrators are formed from the same Fresnel lens associated to four secondaries: a compound parabolic concentrator (CPC), a crossed compound parabolic concentrator (CCPC), a pyramid and a cone. Four materials with different refractive indices were considered. The Fresnel lens has a diameter d = 350mm and a focal length f = 265mm. Our simulations are performed using the TracePro ray tracing software. The results showed that the pyramid was the best performing SOE. For the experimental test we designed small size prototypes, a parametric analysis was carried out to highlight the main performances of the secondary element, as it is the most critical element in the CPV unit. Experimental set ups have been realized for the indoor and outdoor measurements and characterization of the prototypes. The results show that the measured optical efficiencies and acceptance angles of the CPV units were very close to those obtained by optical simulations. The pyramid gives the best optical efficiency and the widest angle of acceptance. Electrical measurements also confirmed that the best solution for the secondary optic is the pyramid because it shows the higher electrical power and the efficiency. The optical and electrical efficiencies reach respectively 80,81% and 30.77%, these results correspond to the best efficiencies recorded in the literature

Depuis les années quarante, la consommation énergétique mondiale n'a cessé d'augmenter. Cette énergie étant majoritairement d'origine fossile, il en résulte une augmentation globale de température terrestre. De ce fait, il est devenu urgent de réduire les émissions de gaz à effet de serre pour stopper le changement climatique. Dans ce contexte, le développement de la production d'électricité à partir d'énergie solaire concentrée par voie thermodynamique est une solution prometteuse. Les efforts de recherche visent à rendre cette technologie plus efficace et plus compétitive économiquement. Dans ce but, ce manuscrit présente une méthode de conception optimale pour les centrales solaires à récepteur central. Elle tire parti des méthodes développées depuis de nombreuses années par le groupe de recherche StaRWest, regroupant notamment des chercheurs des laboratoires RAPSODEE (Albi), LAPLACE (Toulouse) et PROMES (Odeillo). Couplant des algorithmes de Monte Carlo à hautes performances et des algorithmes stochastiques d'optimisation, le code de calcul implémentant cette méthode permet la conception et l'optimisation d'installations solaires. Il est utilisé pour mettre en évidence les potentialités d'un type de centrales à récepteur central peu répandu : les centrales à réflecteur secondaire, également appelées centrales de type "beam down"
Since the early 40's, world energy consumption has grown steadly. While this energy mainly came from fossil fuel, its use has included an increase in temperatures. It has become urgent to reduce greenhouse gas emissions to halt climate change. In this context, the development of concentrated solar power (CSP) is a promising solution. The scientific community related to this topic has to focus on efficiency enhancement and economic competitiveness of CSP technologies. To this end, this thesis aims at providing an optimal design method applied to central receiver power plants. It takes advantage of methods developed over many years by the research group StaRWest. Both RAPSODEE (Albi), LAPLACE (Toulouse) and PROMES (Odeillo) researchers take an active part in this group. Coupling high performance Monte Carlo algorithms and stochastic optimization methods, the code we developed allows an optimal design of concentrated solar systems. This code is used to highlight the potential of an uncommon type of central receiver plants: reflective towers, also called "beam down" central receiver systems

Il y a un intérêt croissant pour les systèmes d'énergie solaire concentrée (CSP) qui peuvent fonctionner à des températures supérieures à 1000 °C afin d'optimiser leur efficacité. L'un des défis consiste à définir un matériau récepteur qui sera soumis à un chauffage à haute température dans l'air. Contrairement aux revêtements utilisés dans les turbines à gaz, le ou les systèmes revêtement(s)/substrat doivent avoir une conductivité thermique élevée pour assurer un transfert thermique optimal vers le fluide. Les revêtements de nitrure d'aluminium (AlN), déposés par dépôt chimique en phase vapeur à 1100-1200 °C à une vitesse de croissance de 10-50 µm·h-1, sont choisis pour leur conductivité thermique élevée, leur faible coefficient de dilatation thermique, leur stabilité thermique élevée et leur capacité à développer des couches stables d'alumine au-dessus de 1000 °C. Les alliages à base de molybdène sont choisis comme substrat pour leurs excellentes propriétés thermiques et mécaniques. Les alliages à base de fer formant des couches d'alumine sont également choisis comme substrats modèles pour étudier le potentiel de ces revêtements et réduire le nombre de paramètres lors de l'oxydation. Des tests accélérés d'oxydation cyclique et des mesures d'émissivité permettent d'évaluer les revêtements AlN comme matériaux pour les récepteurs CSP haute température. Les systèmes multicouches présentent une faible dégradation après des centaines de cycles thermiques à 800 °C dans l'air et peuvent supporter des températures plus élevées (1100 °C) pendant 100 à 500 h selon l'épaisseur du revêtement. Néanmoins, l'oxydation cyclique rapide dans les fours solaires conduit à des fissures dans les revêtements. Un modèle analytique est développé pour étudier l'évolution des contraintes dans le(s) système(s) revêtement(s)/substrat. Les résultats calculés sont en bon accord avec les données expérimentales. Les mesures des propriétés optiques révèlent une diminution de l'absorptivité après oxydation pour les revêtements AlN, mais une augmentation significative de l'absorptivité lorsque un revêtement de SiC est ajouté comme couche de finition
There is an increasing interest for concentrated solar power (CSP) systems which can work at temperatures higher than 1000 °C to optimize efficiency. One of the challenges is to design the receiver that will be heated at high temperature in air. Compared to coatings in gas turbine engine, the coating(s)/substrate system must have a high thermal conductivity to ensure a good heat transfer to the fluid. Aluminum nitride (AlN) coating, deposited by chemical vapor deposition at 1100-1200 °C at a growth rate of 10-50 µm·h-1, is selected for its high thermal conductivity, low thermal expansion coefficient, high temperature stability and its ability to develop stable alumina scales above 1000 °C. Molybdenum-based alloys are selected as substrate materials for their excellent thermal and mechanical properties. The alumina-forming iron-based alloys are also chosen as model substrates to reduce the influencing parameters in real-life receivers and to study the potential of these coatings. Accelerated cyclic oxidation tests and emissivity measurements allow the evaluation of AlN coatings as materials for high temperature CSP receivers. The multilayered systems exhibit low degradation after hundreds of thermal cycles at 800 °C in air and can support higher temperatures (1100 °C) for 100 to 500 h depending on the coating thickness. Nevertheless, the fast cyclic oxidation in solar furnace leads to cracks through the coatings. An analytical model is developed to study the stress evolution within the coating(s)/substrate system. Calculated results are in good agreement with experimental data. The measurements of the optical properties reveal a decrease of absorptivity after oxidation for AlN coatings, but a significant increase of absorptivity when SiC coating is added as a top layer

Dans une centrale solaire, le fluide caloporteur circule dans le récepteur (absorbeur) et transfère la chaleur vers le système de stockage ou de conversion de la chaleur en électricité (le cycle thermodynamique). Les domaines de température d’utilisation des différents caloporteurs et leurs propriétés thermophysiques sont présentés ainsi que les coefficients d’échange associés en régime turbulent.

This study describes preliminary optical analysis performed regarding a new collector called the Point Focus Fresnel Concentrator (PFFC). This collector combines the concepts of the linear Fresnel collector and central receiver systems to form a new concept of a focal point Fresnel concentrator with a dual-axis sun tracking system. It concentrates direct solar radiation using a number of flat mirrors positioned over a rotating frame. The frame tracks the sun in the azimuth direction, while each row of mirrors tracks the sun in the elevation direction, thereby allowing sunlight to be concentrated on the same point above the collector throughout the day. PFFC is considered suitable for a number of applications, such as power generation by concentrating photovoltaics (CPV) and Stirling engines, and process heat applications. In this study, the first attempt to characterize the optical performance of the collector is made. A prototype of the collector has already been built on the campus of King Saud University. It has a total footprint of 9 m2, and includes 900 mirrors, each of which is 7 cm × 7 cm. The receiver has a diameter of 10 cm. Optical performance is studied by ray tracing methods to obtain flux maps and intercept factors of the receiver. Results show that the average concentration ratio is in the order of 220 to 300 suns when mirrors with a 6-mrad optical error are used. For the same mirrors, the highest attainable average intercept factor (0.674) occurs in the winter due to the low particle loading in the atmosphere. When the optical error is reduced to 2 mrad, the average concentration ratio increases to 290 to 400 suns, and the average intercept factor increases to 0.892. In any case, if the current design of PFFC is to be used in conjunction with CPV, a secondary concentrator would be needed to achieve required concentration ratios in the order of 500 suns.

Concentrating Solar Power (CSP) utilizes solar thermal energy to drive a thermal power cycle for the generation of electricity. CSP technologies include parabolic trough, linear Fresnel, central receiver or “power tower,” and dish/engine systems. The parabolic trough is the most common system with nine Solar Electric Generating Stations (SEGS) operating in southern California for over two decades and new plants online in Nevada and Spain. The resurgent interest in CSP has been driven by renewable portfolio standards in southwestern states and renewable energy feed-in tariffs in Spain. CSP has cost advantages versus solar photovoltaic systems for large, centralized power plants. Certain CSP systems, in particular parabolic troughs and power towers, are also amenable to the incorporation of thermal energy storage. Thermal energy storage is much less expensive than electric storage and allows CSP plants to increase capacity factor and dispatch power as needed — for example, to cover an evening demand peak.

The integration of steam from a central-receiver solar field into a combined cycle power plant (CCPP) provides an option to convert solar energy into electricity at the highest possible efficiency, because of the high pressure and temperature conditions of the solar steam, and at the lowest capital investment, because the water-steam cycle of the CCPP is in shared use with the solar field. From the operational point of view, the plant operator has the option to compensate the variability of the solar energy with fossil fuel electricity production, to use the solar energy to save fuel and to boost the plant power output, while reducing the environmental footprint of the plant operation. Alstom is able to integrate very large amounts of solar energy in its new combined-cycle power plants, in the range of the largest solar field ever built (Ivanpah Solar Power Facility, California, 3 units, total 392 MWel). The performance potential of such integration is analyzed both at base load and at part load operation of the plant. Additionally, the potential for solar retrofit of existing combined-cycle power plants is assessed. In this case, other types of concentrating solar power technologies than central receiver (linear Fresnel and trough) may be best suited to the specific conditions. Alstom is able to integrate any of these technologies into existing combined-cycle power plants.

Abstract The techno-economic assessment of the concentrating solar power thermo-acoustic power conversion systems is carried out to identify the optimum conditions, under-which the solar thermo-acoustic might be competitive to the current commercial solar thermal power technologies. The thermal and economic performance of a thermo-acoustic engine integrated to five different solar collectors including Compound Parabolic Collector, Linear Fresnel, Parabolic Trough, Central receiver, and Solar Dish is compared to the current commercial solar thermal power technologies as well as to their corresponding Carnot-cycle. To do so, a modular modeling approach is used to consider all the available commercial technologies, through combining a modular energy model with a simplified economic model. Jeddah city (Saudi Arabia) has been chosen as a reference site for the present study. The results indicate that the integration of compound and dish solar collectors to a thermo-acoustic engine might offer competitive solutions. Compound collectors might be more suitable for integration with the thermo-acoustic engine than linear Fresnel collectors, if the exergy efficiency of the engine reaches 40%. Besides, dish-thermo-acoustic system becomes more competitive than current dish-mechanical Stirling engine, if the investment costs of the thermo-acoustic engine are reduced to 3500 $/kWe, but the operating temperature should be above 700°C. Improving the exergy efficiency of the thermos-acoustic engines, from 35% to 40%, could make the dish-thermo-acoustic system more competitive than current dish-mechanical Stirling engines at a working temperature of 500°C. The study concludes that more efforts must be focused on reducing the costs of the TA devices rather than on improving efficiency.

Concentrated Solar Power (CSP) technologies are considered to provide a major contribution for the electric power production in the future. Several technologies for such kind of power plants are already in operation. Parabolic troughs, parabolic dishes, Fresnel multi-facet reflectors or heliostats in combination with a central receiver are applied for concentration of the solar irradiation. The energy conversion cycles usually are water/steam cycles (Rankine cycles), but also open gas turbine cycles (Brayton cycle) or combined cycles are possible. One option is to apply closed Brayton cycles using fluids like carbon dioxide or helium. With respect to commercial considerations, the main parameter driving the decision on which cycle to apply for energy conversion is the thermal efficiency of the process. This is due to the fact, that in case of a power plant without additional fuel supply, no fuel costs have to be considered to determine the levelized electricity costs (LEC). Thus, in the first place the capital costs determine the LEC. In CSP plants one main driver for the capital costs are the heliostats and the mirror size, which are necessary to generate the desired amount of electric power. The necessary solar aperture area directly depends on the thermal efficiency of the energy conversion cycle. In this paper different closed Helium Brayton Cycles for application with solar central receivers are analyzed thermodynamically. The thermodynamic calculations are performed by application of a self-developed thermodynamic calculation software, which considers the real gas properties of the fluid. The software calculates the cycle’s thermodynamic diagrams (e.g. T-s-, h-s-diagrams) and determines its efficiency. The results show that thermal efficiencies of approximately 46.6% (and higher) can be reached with a Helium Brayton Cycle. One important parameter is the turbine inlet gas temperature, which is not less than 900 °C. This means that the pressurized receiver for this technology has to bear even higher temperatures. Furthermore, the paper deals with design considerations for compressor and turbine within the closed Helium Brayton Cycle. Based on dimensionless parameters, the major parameters like stage types, number of stages, rotational speed etc. are determined and discussed.

Concentrating Solar Power (CSP) technologies are considered to provide a significant contribution for the electric power production in the future. Different kinds of CSP technologies are presently in operation or under development, e.g. parabolic troughs, central receivers, solar dish systems and Fresnel reflectors. In such applications, electricity is produced by thermal energy conversion cycles. For high MW-class CSP applications usually water/steam cycles (Rankine cycles) are used. Alternative technologies, especially for central receiver applications, are open and closed gas turbine cycles (Brayton cycles), where higher receiver fluid outlet temperatures can be applied. Therefore, there is the potential of higher cycle efficiencies and the advantage of reduced water consumption. The paper presents the results for design considerations to improve a gas turbine cycle of a 2 MWel class industrial gas turbine for solar-thermal application, where solar heat is fed in by a central receiver technology. The reference process is improved significantly by application of an intercooler between the two radial compressor stages and a recuperator, which recovers heat from the exhaust gases to the compressed air before the air is further pre-heated by the solar receiver. Hybrid operation of the gas turbine is considered. In order to further improve the overall cycle efficiency, the combined operation of the gas turbine and an Organic Rankine Cycle is investigated. The ORC can be coupled to the solar-thermal gas turbine cycle at the intercooler and after the recuperator. Therefore, waste heat from different cycle positions can be transferred to the ORC for additional production of electricity. The investigations have been performed by application of improved thermodynamic and process analysis tools, which consider real gas behavior of fluids and a huge number of organic fluids for application in ORCs. The results show that by choice of a suitable organic fluid the waste heat recovery can be further improved for the investigated gas turbine cycle. The major result of the study is that by combined operation of the solar thermal gas turbine and the ORC, the combined cycle efficiency is approximately 4%-points higher than in the solar-thermal gas turbine cycle.