LE SOLAIRE
THERMODYNAMIQUE
par Bruno Rivoire,
responsable du « groupe d’évaluation scientifique
Thémis » de 1982 à 1987, actuellement ingénieur de recherche à l’IMP, un
laboratoire propre du CNRS, site d’Odeillo.
Introduction
On désigne par « solaire
thermodynamique » l'ensemble des techniques qui visent à transformer l'énergie
rayonnée par le soleil en chaleur à température élevée, puis celle-ci en
énergie mécanique (et électrique) à travers un cycle thermodynamique.
Ces techniques sont encore, pour
l’essentiel, dans un état expérimental. Le présent chapitre a pour objet de
décrire et de commenter l’importante campagne de travaux de développement qui a
été menée sur ces sujets depuis 1980 dans les pays industrialisés.
Après un bref historique, nous
passerons en revue les techniques explorées, puis nous exposerons rapidement
les caractéristiques du gisement à exploiter et les données environnementales
concernées. Enfin nous commenterons le résultat des expériences et les
perspectives qu’elles offrent.
Donc, au début des années 80, dans
l'inquiétude générale des pays industrialisés de manquer de pétrole à bon
marché, plusieurs projets de centrales électro-solaires voient le jour, lancés
par des états ou par des organismes internationaux :
q
CRS à Almeria en Espagne, centrale à sodium liquide
construite par l'AIE (1981, 3700m2 de miroirs[1]),
q
SUNSHINE à Nio Town, centrale à eau-vapeur, (Japon,
1981, 12900m2 de miroirs),
q
EURELIOS à Adrano en Sicile, centrale à eau-vapeur,
(CEE, 1981, 6200m2 de miroirs),
q
SOLAR ONE à Barstow, centrale à eau-vapeur, (Californie,
USA,1982, 71500m2 de miroirs),
q
THEMIS à Targasonne, centrale à sel fondu, (France,
1982, 11800m2 de miroirs),
q
CESA 1 à Alméria, centrale à eau-vapeur, (Espagne, 1983,
11900m2 de miroirs),
q
SPP-5 à Shchelkino, centrale à eau-vapeur, (Crimée,
Ukraine, URSS à l'époque, 1985, 40000m2 de miroirs).
Tous ces
projets mettent en œuvre des « centrales à tour » (voir ci-dessous) et ont pour
objet d'explorer les possibilités technico-économiques de cette filière
imaginée depuis longtemps mais jamais expérimentée auparavant.
A la même époque (1979)
est constituée à l'aide de capitaux israéliens une société privée, Luz, qui se
propose de construire et d'exploiter en Californie, à la faveur de règles
fiscales avantageuses, plusieurs centrales électro-solaires de grande taille
avec appoint de combustible fossile (du gaz en l’occurrence). Celles là seront
basées sur la technique des miroirs cylindro-paraboliques d'orientation
nord-sud et utiliseront les champs de miroirs les plus importants (de 106000 à
480000m2) .
Enfin, divers organismes
de recherche des pays industrialisés lancent des actions variées dans le
domaine de l'utilisation des miroirs paraboliques (de 50 à 400m2)
utilisés individuellement (ou quasi individuellement) pour la génération
d'électricité par des unités de faible puissance.
Vingt ans plus tard,
après que « Solar One » ait été transformée en centrale à sel fondu à l’image
de Thémis et ait fonctionné sous le nouveau nom de Solar Two pendant trois ans
(1996-1999), il n'existe plus de centrale à tour en fonctionnement, tandis que
les centrales « Luz » continuent à produire de l'électricité partiellement
solaire bien qu'elles aient changé de main après la faillite de la société. Les
expériences d'utilisation des paraboles élémentaires continuent (USA, Espagne,
Allemagne, Australie), principalement sous la forme de générateurs à moteur
« Stirling » , mais restent, comme ce générateur, au
stade de rêve d'ingénieur.
Toutes ces réalisations
ont eu un caractère expérimental prononcé et leur production est restée très
modeste (centrales Luz) sinon marginale (centrales à tour).
Les
aspects techniques
Toute installation thermodynamique solaire doit remplir les mêmes fonctions pour transformer l’énergie du rayonnement incident en énergie électrique avec la meilleure efficacité possible. On les examine ci-après dans l’ordre suivant :
q la concentration du rayonnement sur l’entrée du récepteur,
q son absorption sur les parois du récepteur et la transformation de son énergie en chaleur,
q le transport et, éventuellement, le stockage de cette chaleur,
q sa délivrance à un cycle thermodynamique associé à un alternateur pour la production d’électricité.
A. La concentration
Pour transformer le
rayonnement solaire en chaleur, il suffit en principe de le réceptionner sur
une plaque noire. Mais un tel capteur, même parfaitement absorbant, doit
supporter les pertes que son propre échauffement provoque au bénéfice de l'air
ambiant. Ces pertes sont, en première approximation, proportionnelles à cet
échauffement et à la surface développée.
Pour travailler à
température élevée, ce qui est nécessaire ici pour alimenter un cycle
thermodynamique performant, il faut diminuer fortement la surface de réception
pour maintenir, en proportion, ces pertes à un niveau raisonnable. C'est ce que
l'on fait en disposant devant le récepteur une optique qui concentre sur
celui-ci le rayonnement capté sur une surface bien supérieure. On caractérise
la performance du système par le chiffre de sa « concentration » qui est
le rapport de la surface de collecte sur la surface du capteur.
Dans la pratique cette
optique est systématiquement constituée de miroirs. C'est la nature géométrique
des surfaces réfléchissantes mises en œuvre qui va définir la « filière »
utilisée.
A 1. La filière parabolique
Les principes
Cette filière est un peu la
référence en ce sens qu'elle met en œuvre la meilleure surface réfléchissante
possible : une parabole de révolution. Avec ce miroir, tout rayon incident
parallèle à l’axe optique passe, après réflexion, par un même point. On appelle
ce point le « foyer ». Pour fonctionner correctement, un tel miroir
doit viser en permanence le soleil (dont l’image se forme alors au foyer). On y
parvient en animant son axe d'une double rotation. Mais ceci implique, on s'en
doute, une limitation de taille, la surface de collecte ne pouvant guère
dépasser ici quelques centaines de mètres carrés dans des conditions
économiques raisonnables. C'est là que réside la spécificité de la filière qui
n'a d’intérêt que si l'on parvient à utiliser le faible débit de chaleur
récolté dans une installation compacte, mobile avec le miroir (et si possible
sans liaison avec l'extérieur autre qu'électrique) et installée dans une
position voisine du foyer.
L'optique peut ici,
théoriquement, délivrer des concentrations supérieures à 10000, ce qui est
énorme. Dans la pratique, on réalise éventuellement des miroirs moins
performants (en s'autorisant des marges d'erreur sur la qualité géométrique des
surfaces mises en œuvre). Ils peuvent alors être économiques tout en délivrant
des concentrations d'un excellent niveau. Plusieurs réalisations récentes de
qualité délivrent ainsi des concentrations de l’ordre de 4000.
La technologie
Il y a de tout dans les
réalisations de ces vingt dernières années en matière de surface
réfléchissante, de structure, ou de contrôle-commande. Nous ne parlerons pas de
ces deux derniers points qui seront traités au titre des héliostats des
centrales à tour (la problématique est la même dans ce dernier cas).
Par contre, la
réalisation de surfaces réfléchissantes paraboliques de révolution pose des
problèmes particuliers auxquels il est possible d’apporter des réponses
variées. Presque toutes sont aujourd’hui basées sur la mise en œuvre de verre
argenté en face arrière comme surface réfléchissante. C’est de loin celle qui
présente le meilleur rapport qualité-prix : excellent coefficient de
réflexion, bonne tenue aux intempéries, prix modéré d’un produit industriel d’utilisation
massive et ancienne.
La mise en œuvre de ce
matériau en vue de réaliser une parabole de révolution peut être effectuée
selon deux voies principales :
q
juxtaposition de nombreux trapèzes plans pour approcher
au mieux la surface parabolique théorique,
q
utilisation de verre mince cintré en double courbure qui
permet, théoriquement, d’obtenir une parabole parfaite.
La première solution
n’est valable que si elle est plus économique car elle est obligatoirement
moins performante.
Dans les deux cas, un problème
central sera le collage des miroirs élémentaires sur la surface support qui
leur imposera la géométrie et le positionnement adéquat. En effet, il y a de
difficiles problèmes de compatibilité chimique entre les colles et les vernis
qui protègent l’argenture des miroirs.
Une alternative
apparemment séduisante et bon marché à cette solution a souvent été étudiée. Il
s’agit de mettre en œuvre comme matériau réfléchissant une feuille ultra mince
de mylar aluminisé. Il est aisé de la mettre en forme de parabole en la tendant
sur un tambour et en la soumettant à un vide partiel sur sa face arrière. On
tient là une solution ultra légère, très bon marché, et en principe performante
dans la mesure ou la géométrie obtenue est très proche de l’idéal théorique. Le
prix dont il faut malheureusement payer ces qualités est une fragilité telle
qu’elle en devient rédhibitoire.
Une variante
intéressante de cette technique a toutefois été développée plus
récemment : on met en forme parabolique par dépression arrière (ou par
surpression avant) une tôle mince d’acier inoxydable et on la recouvre de
miroirs minces cintrés et collés. On bénéficie ainsi d’une mise en forme
précise obtenue par des moyens simples et de la bonne tenue aux intempéries des
miroirs en verre.
Les recherches technologiques en la
matière, encore foisonnantes aujourd’hui, en sont toutes restées au stade
expérimental et il n’est pas facile de projeter le type de solution qui serait
optimal en cas de développement industriel. On peut toutefois prédire l’abandon
des solutions à facettes planes car la mise en œuvre de verre mince cintré en
double courbure ne pose pas de problème particulier tant que les rayons de
courbure dépassent les cinq mètres, ce qui est le cas général. Elle ne devrait
donc pas être plus chère que l’alternative en conditions industrielles tout en
amenant à des performances meilleures. On peut ajouter qu’elle présenterait
probablement une longévité plus importante dans la mesure ou les miroirs
élémentaires sont beaucoup plus grands que dans la solution alternative,
diminuant d’autant la longueur des frontières entre miroirs qui sont le siège
de toutes les fragilités (dégradation de la colle, dégradation de l’argenture).
A 2. La filière « centrale à tour »
Les principes
Ici, on ambitionne
d'emblée de déployer des surfaces de miroir très importantes. On renonce donc à
utiliser une vraie parabole (qui devrait être mobile ce qui est inimaginable en
grande taille) et on la remplace par une pseudo-parabole, à foyer fixe, d'une
taille pouvant atteindre plusieurs centaines de milliers de mètres carrés, et
constituée de centaines ou de milliers de miroirs plans orientables. On appelle
ces miroirs « héliostats » (en grec : qui fixe le soleil). Leur ensemble
constitue le « champ d'héliostats ». On utilise ici l’image de la
pseudo-parabole parce que, à chaque instant, les rayons solaires atteignant le
centre de chaque héliostat sont réfléchis par le dispositif en direction d’un
point unique, fixe dans le temps, et qui joue donc le rôle du foyer de la
parabole. La surface réfléchissante de cette « parabole » étant
fatalement déployée au sol, son « foyer » se trouve en altitude. Pour
y disposer le récepteur, on est amené à construire une tour de grande hauteur
qui donne son nom à la filière.
Pour faire fonctionner
ce dispositif, il faut réaliser un « tir croisé » des héliostats et pour
cela animer chaque miroir d'un mouvement de suivi du soleil particulier. Comme
dans le cas précédent, ce mouvement peut être obtenu par la combinaison de deux
rotations.
Il faut
encore avoir optimisé la position des miroirs (ou plutôt la distribution de
leur densité sur le terrain), la hauteur du foyer (qui conditionne la hauteur
de tour et donc son coût) et la géométrie de l'ouverture du récepteur. A
travers un calcul difficile, on minimise le rapport coût
d’investissement/rendement thermo-optique de l’ensemble champ
d’héliostats-récepteur. Les optima trouvés, en particulier en ce qui concerne
l’altitude du foyer, se traduisent par des courbes très plates qui laissent pas
mal de liberté au concepteur (autrement dit, il peut faire varier dans une
large fourchette la hauteur de tour sans dégrader gravement le rendement).
Si ce travail a été bien
mené, et si l'ouverture du récepteur est située dans le plan focal de
l'optique, on peut obtenir par ce moyen des concentrations de l'ordre de 700
(cas de Thémis par exemple à 42,5° de latitude). Cette dernière condition n'est
pas facilement remplie dans le cas de champs circulaires (la tour est située au
milieu du champ d'héliostats et non au sud comme à Thémis). Dans ce cas, les
concentrations atteintes sont plus faibles (235 à Solar One par exemple), mais
la formule a d'autres avantages (essentiellement, une hauteur de tour diminuée
pour une taille de champ donné) qui peuvent être déterminants aux basses
latitudes. C'est la solution mise en œuvre à Barstow ou à Nio pour des
latitudes proches de 35° mais également à Shchelkino implantée plus haut que
Thémis en latitude (à 45°) ce qui montre bien que les optima recherchés ne sont
pas déterminés avec une rigueur mathématique.
La technologie
On va donc mettre en
œuvre ici des héliostats qui sont des miroirs plans animés d’un mouvement
continu obtenu à partir d’une double rotation.
La première question qui
se pose lors de leur conception est celle de leur taille. Sur le plan optique,
on peut démontrer que les performances d’une pseudo-parabole s’améliorent avec
la finesse de son découpage en miroirs élémentaires. On a donc de ce point de
vue intérêt à construire des héliostats de petite taille. Du point de vue
structurel, les petits héliostats sont également avantageux dans la mesure où
les efforts qu’ils supportent (et qui sont essentiellement ceux dus au vent)
sont proportionnels au cube des dimensions linéaires de l’appareil : cela
signifie qu’ils augmentent proportionnellement plus vite que la surface
développée, et donc que la rigidité de la structure (pour une tolérance donnée
sur sa déformation relative) doit augmenter avec la taille. Autrement dit, les
petits héliostats peuvent être construits plus « souples » que les grands et
mettre en œuvre moins de matériau au mètre carré. De ce point de vue, ils
devraient être plus économiques.
Comme souvent, ce point
de vue ne peut guère s’exprimer dans la pratique car il est contrarié par deux
séries de contraintes : le coût relatif (rapporté au mètre carré de
miroir) de l’héliostat est au contraire bien plus favorable aux grandes tailles
en ce qui concerne leur fondation et plus encore leur motorisation et leur
commande. Dans la pratique, depuis vingt cinq ans, c’est la recherche des grandes tailles
d’héliostat qui a primé (on propose en général des tailles supérieures à 50m²),
justifiée surtout par le fait qu’on n'a pas trouvé le moyen de mettre en œuvre
des motorisations et des commandes bon marché. Des innovations sur ce plan pourraient amener à un renversement de
tendance et à la conception de petits héliostats (c’est à dire de moins de
10m²) à manœuvre rapide et à commande simplifiée (c’est à dire sans les
gestions de trajectoire qu’il est indispensable de prévoir pour gérer les
transitoires des grands héliostats lents à la manœuvre).
Ce choix étant fait, on
détermine le système d’axes de l’héliostat. Théoriquement toutes les
configurations sont possibles. Dans la pratique seule la configuration «
altazimutale » (un axe vertical et un axe horizontal) a été utilisée en raison
de sa facilité de construction. La configuration « équatoriale » (un axe
parallèle à l’axe du monde et un axe perpendiculaire) garde néanmoins des partisans
dans la mesure où elle simplifie le mouvement (une rotation de vitesse uniforme
de l’axe principal et une rotation très lente, qui peut à la rigueur rester
manuelle, de l’autre).
On choisit ensuite le
type de miroir à utiliser. Le choix est à peu près le même que dans le cas
précédent. On veillera à ce que le coefficient de réflexion soit le plus élevé
possible en choisissant d’utiliser du verre mince en face avant du miroir
(quitte à rigidifier ce dernier en le contre-collant sur un verre arrière, constituant
ainsi un miroir sandwich). On pourra aussi améliorer le coefficient de
réflexion en utilisant, toujours en face avant, un verre sans fer, plus
coûteux, mais plus transparent. C’est qu’en effet le paramètre principal du
coefficient de réflexion du miroir est ici la transparence du verre. Il peut le
faire varier de 80% (verre ordinaire de 6mm d’épaisseur) à près de 95% ( verre sans fer de 1mm
d’épaisseur).
On conçoit alors les
structures adaptées aux choix faits (soit celle du « pied » et celle
du panneau mobile). Ces structures sont le plus couramment réalisées en
construction mécanosoudée et sont plus ou moins rigides selon les
constructeurs. C’est la conséquence du manque de maturité d’un domaine
technique où l’on ne sait pas poser les termes d’un calcul d’optimisation
technico-économique de la rigidité de l’héliostat.
On peut encore noter
l’expérience unique faite à Thémis d’un héliostat réalisé en béton moulé (avec
les méthodes de la préfabrication lourde en BTP). Cette technique très performante
(rigidité exceptionnelle de l’héliostat et absence de jeu des articulations
« posées » de l’appareil constitué de pièces lourdes posées les unes
sur les autres) pourrait aussi se révéler particulièrement économique pour des
niveaux de production industriels. Elle garde toute sa pertinence tant
qu’existent de grands industriels capables de la maîtriser (ce qui est tout
particulièrement le cas en France) même si l’expérience n’a pas été reprise
ailleurs.
Il reste maintenant à
motoriser et à piloter les axes. En dépit de l’utilisation de vérins
hydrauliques dans la première réalisation d’héliostats modernes (four solaire
d’Odeillo, 1968) cette technique n’a pratiquement plus été utilisée par la
suite. Les héliostats de toutes les centrales à tour ont en effet été équipés
de mouvements électriques à réducteurs et à moteurs à courant continu ou pas à
pas. C’est une solution sûre et performante, mais coûteuse.
Le pilotage de ces axes
est aujourd’hui systématiquement effectué en « boucle ouverte » par coordonnées
calculées. On entend par là que l’automate de pilotage calcule la position que
doit avoir l’axe de l’héliostat sur la seule base de l’heure qui lui est donnée
par son horloge interne et qu’il ne contrôle pas le résultat obtenu en
vérifiant la direction du rayon réfléchi (d’où l’expression « boucle ouverte
»). S’il commande des moteurs à courant continu, il se contente de vérifier
l’exécution de ses ordres par l’intermédiaire d’un codeur de position angulaire
de l’axe. S’il dialogue avec des moteurs pas à pas, le comptage de ses ordres
suffit pour effectuer ce contrôle. L’axe est alors dépourvu de codeur de
position.
Cela fonctionne bien
mais coûte cher comme nous venons de le dire. C’est la raison principale pour
laquelle on construit des héliostats de plus en plus grands.
Il reste à évoquer les
problèmes, généraux et mal résolus, de la salissure des miroirs et de leur
résistance aux agressions météorologiques en général (et des vents de sable en
particulier). Ils ne se sont pas posés avec beaucoup d’acuité lors de la
période expérimentale qui vient de s’écouler. Mais ils prendraient une réelle
importance si des champs de miroirs de tous types devaient être installés sous
tous les climats favorables, incluant en particulier les zones arides soumises
à des vents de sables violents sinon fréquents. Pour les héliostats plans, il
existe une solution radicale à ces problèmes : elle consiste à concevoir
des miroirs pliants comme un livre et dont la surface réfléchissante peut être
mise à l’abri de toute agression si nécessaire (pluie ou vent poussiéreux). Une
telle solution, à coup sûr efficace, poserait cependant de difficiles problèmes
de complexité et donc de coût. Son existence constitue néanmoins un avantage
important pour les miroirs plans, les seuls à pouvoir être perfectionnés de la
sorte, et donc, pour la filière « centrale à tour ». Elle n’a jamais encore été
expérimentée.
A 3. La filière cylindro-parabolique
Les principes
On va donc mettre en
œuvre ici des miroirs cylindro-paraboliques d’orientation est-ouest (dans ce
cas le mouvement de suivi du soleil se limite à une rotation si lente qu’elle
peut être assurée sans automatisme), ou nord-sud, ce qui suppose toujours une
rotation unique, mais à plus grande vitesse et qui doit donc être automatisée.
Les avantages recherchés
portent surtout sur la simplification de la motorisation et de la commande du
mouvement. En substance, le passage de deux axes à un seul.
Les inconvénients de la
formule sont cependant importants. En premier lieu, le passage d’une
focalisation ponctuelle telle que réalisée dans les deux filières précédentes à
une focalisation linéaire fait chuter la concentration aux environs de 80 (au
mieux, c’est à dire dans les réalisations de Luz les plus récentes). En second
lieu, la surface des miroirs est plus inclinée par rapport au vecteur
soleil quand celui-ci est bas sur
l’horizon, et ce qu’on appelle le « rendement cosinus » du champ de
miroirs en est dégradé[2].
C’est surtout le premier
de ces éléments qui caractérise la filière. On l’utilisera de ce fait à des
températures modérées, quitte à perdre en rendement de conversion
thermo-mécanique.
La technologie
Là encore, tout est
envisageable en matière de surface réfléchissante et de pilotage de l’unique
axe. Nous décrirons ici les techniques utilisées dans les dernières centrales «
Luz » qui sont les plus abouties.
Le miroir
cylindro-parabolique est ici constitué de panneaux en verre sans fer
relativement épais, cintrées en forme à chaud, et argentés et vernis en face
arrière. Ils sont largement autoportants, ce qui permet de les assembler sur
une charpente relativement légère . Celle ci est supportée par des pylônes
en charpente métallique fondés au sol.
Dans leur dernière version, la plus évoluée et la moins chère, ces miroirs sont
assemblés par éléments de 99m de long et de 5,76m d’ouverture, présentant une
surface frontale de réflexion de 545m². Ce « bloc » est mis en mouvement par des motorisations hydrauliques réparties
sous le contrôle d’un senseur solaire unique.
La performance
tehnico-économique est ici surtout le fait du verrier allemand qui a réussi à
produire à bas coût (on peut tout au moins le supposer) et en grandes quantités
des panneaux de miroirs de très belle qualité (ils sont donnés pour un
coefficient de réflexion de 94%).
B. La réception du rayonnement
Il
faut maintenant absorber le rayonnement concentré sur une surface noire (ou
dans un volume semi-transparent, noir dans son épaisseur), et de ce seul fait
absorbante pour le spectre visible (et donc pour le spectre solaire qui en est
énergétiquement très proche), et
transférer la chaleur ainsi générée à un fluide caloporteur.
B 1. La filière parabolique
Nous nous limiterons ici
à quelques exemples des solutions développées pour la filière à générateur
Stirling.
Dans
ce cas, le récepteur est une chaudière à gaz (hydrogène ou hélium) fonctionnant
entre 600°C et 800°C. Plusieurs réalisations mettent en œuvre de telles
chaudières à ouverture étroite (autorisée par le haut niveau de concentration
de l’optique) et à surface d’échange généreuse, condition indispensable au
transfert des calories des parois de réception du rayonnement vers le gaz, même
si le coefficient d’échange convectif de ce dernier est d’un niveau
exceptionnellement élevé pour du gaz à cause de sa haute pression et de sa
grande vitesse. Les plus classiques, qui sont aussi les plus au point, sont des
chaudières à tubes métalliques de tout petit diamètre (typiquement : 3mm).
Mais des recherches portant sur l’utilisation de caloducs au sodium sont en cours. Ils introduisent
un fluide intermédiaire entre le soleil et le gaz du cycle mais autorisent une
bien meilleure tolérance aux inégalités de température des différentes parties
du récepteur en cas de moteur multi-cylindres (ce qui est le cas général).
Cette technique est aujourd’hui considérée comme celle de l’avenir.
Il
existe encore des réalisations expérimentales portant sur la mise au point
d’une chaudière céramique « volumétrique » derrière un hublot en quartz. Cette
solution sophistiquée est relativement facile à mettre en œuvre en petite
taille et consiste à réchauffer le gaz par léchage d’une céramique poreuse et
semi-transparente soumise au flux solaire, le tout se produisant dans
l’enceinte étanche fermée par le hublot. On devrait y gagner une température de
surface du récepteur abaissée, et donc des pertes diminuées. Malheureusement,
ce principe, bien adapté à l’alimentation d’une turbine à gaz, ne l’est pas à
priori à celle d’un générateur Stirling qui met en œuvre un gaz à très haute
pression (couramment supérieure à 100 bars). Certains néanmoins ne désespèrent
pas de parvenir à l’utiliser ici aussi.
B 2. La filière « centrale à tour »
Dans cette filière, au
moins quatre fluides caloporteurs sont susceptibles d’être utilisés :
l’eau-vapeur, les sels fondus, les métaux liquides et l’air. Les récepteurs à
utiliser sont différents dans ces quatre cas et nous les passons en revue.
B 2.1. Le récepteur à eau-vapeur
Dans ce cas, on utilise
un récepteur à tubes qui est alimenté en eau à haute pression. Cela pose déjà
un problème de sollicitation mécanique des tubes bien connu dans le cas des
chaudières à vapeur classiques : leur entretien est coûteux car
l’éclatement, et donc le changement d’un tube de chaudière, est ici un événement
courant. De plus, les possibilités
d’extraction des calories sont très différentes dans les parties des panneaux
qui sont « en eau » et dans celles qui sont « en vapeur ». La conduite d’un tel
récepteur est donc délicate car elle implique que la cartographie des flux
solaires soit contrôlée en permanence, une mauvaise répartition de ceux-ci
entraînant une surchauffe et une fusion du tube. Dans la pratique elle impose
une conduite sophistiquée des héliostats impliquant le calcul et la mise en
œuvre de dépointages fins en permanence. Voilà deux des raisons de l’abandon
aujourd’hui avéré du recours à l’eau-vapeur.
Notons
aussi la nécessité de disposer de tubes le plus « noir » possible
pour assurer le niveau d’absorptivité le plus élevé. Ce problème est général et
concerne tous les récepteurs surfaciques, mais il est plus aigu pour les
chaudières « ouvertes » (celles qu’on met en œuvre le plus souvent
dans le cas de la formule optique du champ circulaire). Il est au contraire
moins important dans les cas d’utilisation de chaudières en cavité telles que
celles qui viennent d’être étudiées au paragraphe précédent : dans ce cas,
l’ « effet cavité » est efficace et a vite fait d’augmenter le
coefficient d’absorption apparent du récepteur dès lors que la surface développée
par ses panneaux est nettement plus grande que la surface de son ouverture.
Dans tous les cas, on met en œuvre une peinture noire « haute
température » qui n’est en rien sélective et se dégrade assez
facilement : le problème de ce revêtement absorbant n’est donc que
partiellement résolu aujourd’hui.
B 2. 2. Le récepteur à sel fondu
On utilise ici des
solutions qui ressemblent à la précédente (chaudières à tubes) avec les
différences suivantes :
q
le sel est toujours liquide et sans pression, ce qui
sollicite peu la résistance mécanique des tubes (ils peuvent donc être fins),
q
il doit parcourir son circuit à grande vitesse pour que
soient favorisés les échanges thermiques avec la paroi, ce qui provoque de
fortes pertes de charge,
q
les tubes sont soumis à une corrosion qui peut devenir
galopante si leur température n’est pas maintenue au dessous d’une valeur
critique,
q
ils doivent être réchauffés à une température suffisante
avant leur remplissage par le sel toujours figeable (au-dessus de 140°C à Thémis,
et de 220°C à Solar Two).
Le récepteur à sel fondu
est un appareil robuste car, étant parcouru sur toute sa surface par un liquide
à grande vitesse, il est assez tolérant aux variations naturelles de la
cartographie des flux. La rupture d’un de ses tubes peut être considérée comme
un événement tout à fait exceptionnel, d’où un entretien à priori peu coûteux.
De plus, le contrôle de cette cartographie peut être abandonné, surtout dans le
cas d’une chaudière en cavité à la surface de réception généreuse (cas de
Thémis). Il est donc facile à conduire.
Il
doit être réchauffé avant remplissage. Il l’est par « traçage »
électrique. Cette technique est bien adaptée et a donné de bons résultats quand
elle était bien réalisée. A contrario des malfaçons dans la réalisation peuvent
provoquer des surchauffes corrosives galopantes. Ainsi des pannes sont advenues
tant à Thémis qu’à Solar Two. Dans les deux cas, elles étaient dues à des
surlongueurs anormales de traceurs électriques.
Par contre, son
fonctionnement entraîne des pertes de charge sévères qui nécessitent la mise en
œuvre de pompes de circulation puissantes. Celles-ci entraînent une
consommation électrique interne importante qui pénalise le rendement de
conversion de la centrale.
A cet égard, il serait
bien préférable d’absorber le rayonnement solaire dans la masse même du fluide
en circulation plutôt que sur une paroi métallique intermédiaire : il
serait alors inutile de provoquer ces coûteuses pertes de charge. Un prototype
de récepteur à sel de ce type a été essayé par les « Sandia Laboratories » sur
leur site d’Albuquerque. Il s’agissait d’un récepteur dans lequel on créait une
lame de sel épaisse quasi verticale par écoulement en cataracte sur une tôle
légèrement inclinée par rapport à la verticale. Cette tentative n’a pas eu de
suite sans doute du fait de la dégradation chimique du sel provoqué par son
contact cyclique avec de l’air neuf lors de sa traversée du récepteur.
B. 2. 3. Le récepteur à métal fondu
L’intérêt d’utiliser un
métal fondu comme fluide caloporteur vient de ce qu’il est très bon conducteur
de la chaleur et qu’en conséquence il présente des coefficients d’échange
thermique avec la paroi particulièrement favorables. De ce fait, un récepteur à
métal liquide (typiquement : le sodium) peut présenter au flux une surface
bien moindre que celle nécessaire à un récepteur à sel. Il pourra par exemple
s’inscrire directement dans le plan focal sans avoir besoin de se développer en
cavité pour augmenter ses surfaces d’échange. Une des conséquence de ce fait
est que, à puissance thermique égale, un récepteur à sodium présentera bien
moins de pertes de charge qu’un récepteur à sel. La théorie indique également
qu’il devrait être plus économique à construire. Malheureusement la pratique
d’un métal aussi facilement inflammable impose de tels dispositifs de sécurité
que les conclusion de la théorie s’avèrent tout à fait exagérées. Si on y
ajoute le fait que le développement en cavité de la chaudière, qui renchérit le
coût de l’appareil, peut néanmoins présenter un avantage du point de vue de son
absorptivité et que le sodium est un calostockeur très médiocre en comparaison
du sel fondu, on peut conclure que cette solution aux atouts brillants n’est
guère prometteuse.
C’est à peu près
l’opinion générale aujourd’hui après qu’une centrale de ce type ait été étudiée
et construite à Almeria (centrale CRS de l’AIE), et qu’elle ait été
partiellement détruite par un incendie de sodium.
Au-delà de toutes ces
différences, la conception d’une telle chaudière répond aux même critères que
dans le cas précédent et met en œuvre à peu près les mêmes solutions.
B. 2. 4. Le récepteur à air
Aucune centrale à tour
n’a été construite autour de ce choix. Mais de nombreuses propositions de
chaudière à air haute température ont été faites dans l’ambition de rendre
possible la mise en œuvre d’un cycle combiné et de pouvoir profiter de ses
hauts rendements.
La plus élaborée de ces
propositions, et de loin, est le concept « GAST » devenu plus tard « PHOEBUS »
étudié par les équipes allemandes de la DLR et ayant donné lieu à l’étude
détaillée d’au moins un projet. De plus, des expérimentations poussées
d’éléments de sa chaudière volumétrique ont été réalisées par l’équipe
germano-espagnole d’Alméria. Bien que jamais mise en œuvre, cette variante de
la filière est souvent considérée comme une alternative crédible à la centrale
à sel fondu et mérite donc qu’on s’y arrête.
Le récepteur doit ici
réchauffer de l’air à une température très élevée (typiquement : 800°C).
Des tentatives ont été menées à bien pour obtenir ce résultat à partir d’un
absorbeur métallique à paroi (citons en particulier l’expérience « Sirocco »
entreprise par le CNRS au grand four solaire d’Odeillo au début des années 80
et qui mettait en œuvre une paroi métallique gaufrée en « boite à œufs » pour
augmenter sa surface d’échange). C’était d’ailleurs l’option envisagée lors des
premières esquisses de Gast. Mais de telles solutions, chères et fragiles,
présentent en plus l’inconvénient d’offrir des surfaces de pertes à température
plus élevée que celle de l’air chaud produit (du fait du gradient de
température existant dans la paroi métallique).
Les concepteurs de
Phoebus ont été d’emblée plus ambitieux en prévoyant d’utiliser une chaudière
volumétrique dont le principe a été précisé plus haut. Mais comme il est
irréaliste de prétendre fermer une telle chaudière de grande taille par une
fenêtre en quartz, ce choix les contraint à alimenter leur cycle
thermodynamique par de l’air aspiré, à pression atmosphérique, depuis la face
avant de l’absorbeur (on parle ici de récepteur volumétrique « ouvert » ou de
chaudière « à aspiration »). Dans le projet Phoebus de 1994, ce récepteur est
tout simplement constitué d’un volume de laine métallique suffisamment lâche
pour que le rayonnement solaire y pénètre profondément et y soit
progressivement absorbé sur toute l’épaisseur. La température de l’air chaud
produit est limitée à 750°C. Par la suite d’autres formules ont été testées
mettant en œuvre par exemple des volumes en nid d’abeille de céramique, ces
matériaux permettant de produire de l’air encore plus chaud puisque les 1000°C
ont été atteints.
On verra plus loin que
cette solution présente de graves inconvénients, mais elle est la seule qui
permette d’abaisser significativement les pertes chaudière (qui risquent ici
d’atteindre un niveau élevé à cause de la haute température de travail) en
diminuant sensiblement la température apparente du récepteur.
B 3. La filière cylindro-parabolique
Le récepteur est ici
complètement différent des précédents à beaucoup de points de vue et d’abord
parce qu’il est linéaire au lieu de surfacique. Ensuite parce que, disposé au
foyer d’un système optique peu performant, on le fait travailler, comme nous
l’avons déjà signalé, à température modérée (inférieure à 400°C), ce qui permet
d’utiliser comme fluide caloporteur une huile de synthèse (l’avantage de ce
fluide étant qu’il n’est pas figeable et qu’il ne nécessite donc pas de
dispositif de traçage). Enfin parce que, pour la même raison, il est protégé de
pertes thermiques par deux dispositions originales et efficaces :
q
l’enfermement de l’absorbeur dans un tube de verre sans
fer vidé de son air, ce qui supprime radicalement les pertes convectives et
limite les pertes radiatives.
q
le revêtement du tube chaudière d’une couche de cermet
(il s’agit d’un composite céramique/métal projeté par plasma) qui joue le rôle
d’un absorbeur sélectif (96% d’absorptivité pour 20% d’émissivité à la
température de travail) bien plus performant que la peinture utilisée dans les
cas précédents ; cette disposition est rendue possible ici par la mise
sous vide de l’environnement du tube chaudière (le cermet ne résisterait pas à
la présence d’oxygène). Cet ultime perfectionnement n’est présent que sur la
dernière version des centrales Luz, celles qui sont équipées des capteurs LS3.
On a là un système
sophistiqué, à priori cher et fragile, qu’il est tout à l’honneur de la société
Luz d’avoir développé à un point tel qu’on peut supposer qu’il est devenu
solide et bon marché. Il a en effet été construit et mis en œuvre dans ses
versions successives en très grandes quantités en Californie et donne
apparemment satisfaction à ses exploitants depuis 15 ans.
La mise au point de
l’enveloppe à vide est particulièrement remarquable en ce qu’elle suppose la
mise en œuvre de quantités impressionnantes de joints d’étanchéité et de joints
de dilatation (soufflets inox) qui tous assurent leurs fonctions dans un
environnement météorologique non protégé.
C. Le transport et le stockage
de la chaleur
C 1. La filière parabolique
Ces fonctions sont
réduites au minimum ici puisque le fluide caloporteur se confond avec le fluide thermodynamique (sauf dans le cas
d’emploi de caloducs) et que la fonction de stockage n’est pas assurée.
C 2. La filière « centrale à tour »
Là encore il nous faudra
distinguer les cas des différents fluides caloporteurs utilisés.
C 2. 1. Cas de l’eau-vapeur
On
est encore dans le cas où le fluide caloporteur et le fluide thermodynamique se
confondent et il n’y a donc pas de commentaire particulier à faire à propos du
transport de la chaleur. Mais, contrairement à ce qu’il vient d’être dit pour
la filière parabolique, on ne peut ignorer ici la fonction de stockage qui doit
être assurée avec un minimum d’autonomie pour permettre un fonctionnement
correct de la turbine à vapeur (elle ne supporterait pas un régime de
fonctionnement trop haché). C’est là l’autre gros problème de la filière car le
stockage de la vapeur vive est particulièrement malaisé. Son contenu
énergétique volumique est dramatiquement faible, ce qui oblige à mettre en
œuvre des réservoirs à pression de grande taille. On conçoit qu’on atteigne
vite les limites raisonnables de capacité de ce stockage. On utilisera donc
cette technique pour réaliser des stockages dits « nébulaires » qui sont
dimensionnés au plus juste : ils assurent uniquement les conditions de
régularité à très court terme de la production de vapeur qui assurent un
fonctionnement correct de la turbine.
Si l’on veut aller plus loin en
autonomie, on est tenu de concevoir une boucle de stockage séparée réalisée
avec un fluide plus approprié qui échangera ses calories soit avec la vapeur
pour en épuiser le contenu énergétique, soit au contraire avec l’eau pour la
vaporiser en cas d’absence de soleil. Un tel concept a été utilisé à Solar One.
La boucle de stockage y a été réalisée avec une huile de synthèse comme fluide
caloporteur et un lit de cailloux pour le stockage proprement dit. Cette
installation, qui dégradait le rendement thermodynamique du cycle en cas de
déstockage (à cause de la température relativement basse à laquelle était
assuré le stockage, 304°C, au lieu de 515°C pour la vapeur produite en
chaudière), a fonctionné pendant le temps d’expérimentation de Solar one. Mais
celle-ci s’est précisément arrêtée le jour où le bac de stockage a pris feu,
détruisant évidemment toute la boucle. Cet événement a sans doute signé l’arrêt
de mort de cette formule au niveau international car depuis cette date (1988),
on n’a plus entendu parler de projet de centrale à tour à eau-vapeur.
C 2. 2. Cas du sel fondu
Cette filière résout
particulièrement bien le problème du stockage de l’énergie. Le sel fondu
présente en effet une bonne capacité calorifique volumique (2,4 joule/°C cm3
pour le Hitec de Thémis, à comparer aux 4,18 de l’eau) et ne présente pas
de difficulté particulière de manipulation si l’on excepte la nécessaire mise
en œuvre d’un réchauffage par traçage électrique lors du remplissage des
tuyauteries. Il assure aussi le transport de la chaleur récoltée dans de bonnes
conditions bien que sa haute densité puisse apparaître comme un inconvénient
(elle rend en effet coûteux en énergie le transport du sel froid en haut de
tour). Il faut cependant noter les différences qui séparent le sel à trois
composants utilisé à Thémis (« Hitec ») du sel à deux composants de Solar Two
(« Draw-salt ») : le Hitec fond à 140°C mais ne peut guère être chauffé à
plus de 500°C tandis que le Draw-salt fond à 220°C et peut être utilisé jusqu’à
570°C.
Deux formules de
stockage sont envisageables : celle qui met en œuvre un seul bac vertical
de grand allongement (c’est le stockage dit « à stratification » où le sel
chaud flotte sur le sel froid), et celle qui utilise deux bacs ayant chacun la
pleine capacité de rétention du sel en circulation. Dans ce cas, l’un des bacs
contient le sel « froid » (aux alentours tout de même de 200°C à Thémis, de
290°C à Solar Two) et l’autre le sel
chaud. La première formule est en tout point préférable (capacité géométrique
et surface de pertes divisées pratiquement par deux). Elle présente pour
certains l’inconvénient de permettre le mélange thermique des couches chaude et
froide : à leur interface, il se crée une couche « tiède » dont
l’épaisseur augmente avec le temps. Cet inconvénient est toutefois plus
apparent que réel car il n’entraîne pas en lui-même de perte thermique mais
seulement une légère baisse de capacité de stockage par rapport à sa capacité
géométrique.
Elle n’a pourtant été
choisie ni à Thémis ni à Solar Two, essentiellement en raison de la difficulté
de construire un bac vertical de grande hauteur pour contenir un liquide dense
(la densité du Hitec utilisé à Thémis atteint presque 2). On peut probablement
y ajouter la raison plus conjoncturelle que l’analyse de la situation
énergétique de la machine est plus facile dans le cas d’un stockage en deux
bacs et que, pour une centrale expérimentale, cela constitue un avantage.
C 2. 3. Cas du sodium
On a dit plus haut que
le sodium, excellent caloporteur, était un mauvais calostockeur. On peut en
effet évaluer sa capacité calorifique dans les conditions de température
adéquates aux environs de 1,2 J/°C cm3, soit à la moitié
de celle du sel fondu.
A cette importante
différence près, un stockage de sodium sera conçu selon les mêmes principes
qu’un stockage de sel fondu.
C 2. 4. Cas de l’air
L’air ne constitue pas
un caloporteur très efficace dans la mesure où sa capacité calorifique
volumique est très faible. On calcule par exemple que le débit volume d’air
chaud (185-800°C) nécessaire pour transporter l’énergie thermique récoltée par
un récepteur est environ 2000 fois plus grand que celui du sel fondu à
250-500°C qui assurerait la même fonction. On calcule également, dans le cas
étudié, que les tuyauteries à sel de 32 cm de diamètre devraient être
remplacées, pour véhiculer l’air, par des conduites de 4,60m de diamètre [2].
C’est là une très réelle faiblesse des filières à air qui entraîne coût et
déperditions. Mais il en est une autre, plus subtile, qui affecte le circuit
d’air non dans sa partie chaude, mais dans sa partie froide. On a vu plus haut
qu’une grande chaudière volumétrique ne pouvait guère être fermée et qu’on
était donc contraint de l’alimenter en air extérieur. Par ailleurs, dans la filière
Phoebus comme dans toute autre filière à air, les calories dont se charge le
caloporteur lors de son passage dans le récepteur ne peuvent pas être épuisées
par les besoins du cycle thermodynamique : il doit être renvoyé vers la
chaudière à une température encore notable (par exemple : 185°C et il
contient encore à cette température 22% de l’enthalpie acquise en chaudière).
Si cette chaudière est ouverte, et c’est la seule alternative envisagée
aujourd’hui, il sera impossible de recycler complètement cet air tiède (bien
que dans les projets en cause on s’efforce de le « cracher » dans l’ouverture
de la chaudière), et on aura à subir là une nouvelle perte qu’on peut chiffrer
au minimum à 4% de l’énergie rayonnée par le champ d’héliostats. En conséquence
de ces deux remarques, il faut considérer que le transport des calories
constitue le point faible des centrales à air.
Par contre, même si
l’air à haute température ne se stocke pas facilement, il est facile et bon
marché de le débarrasser de ses calories et de les stocker sur un lit de billes
de céramiques ou même de cailloux. On tient là un solide avantage pour la même
filière.
C 3. La filière cylindro-parabolique
Les différentes
réalisations classées dans cette filière ont toutes, jusqu’à aujourd’hui,
utilisé comme fluide caloporteur (et éventuellement calostockeur) des huiles de
synthèse ou des huiles minérales de différentes provenance et de différentes
performances. Toutes ces huiles ont en commun les qualités suivantes :
q
état liquide pour toutes les températures utiles,
q
capacité calorifique convenable autorisant le stockage à
chaleur sensible dans de bonnes conditions,
q
viscosité suffisamment faible pour un pompage aisé sous
climat chaud.
Par contre, elles
présentent les défauts suivants :
q
conductivité thermique faible entraînant des capacités
modestes au transfert thermique depuis les parois chaudes,
q
inflammabilité dangereuse comme l’incendie du stockage
en huile de « Solar One » l’a illustré,
q
viscosité parfois gênante pour le pompage en climat froid
(climat d’altitude),
q
température de travail limitée par la décomposition de
l’huile,
q
prix élevé.
Pour illustrer les
performances des différents produits disponibles, le paramètre le plus
intéressant est celui de la température chaude admise : 295°C pour le
Santotherm utilisé pour le DCS d’Alméria
au début des années 80, 310°C pour l’ESSO 500 utilisé dans les premières
centrales Luz (1983), 340°C pour le Gilotherm mis en œuvre sur les expériences
« maquette » d’Odeillo en 1979 et « THEK » de Targasonne en 1983, 393°C pour
l’huile Dowtherm A utilisée dans les dernières réalisations de Luz (1988).
Ces remarques faites, il
n’y a rien à ajouter à ce qui a déjà été dit, en particulier au sujet des
stockages en sel fondu, stockage à chaleur sensible comme ceux qui ont été mis
en œuvre ici, et donc soumis aux même règles.
Mais dans l’esprit des
artisans de cette filière, l’avenir doit être recherché dans l’envoi de
l’eau-vapeur directement dans le tube récepteur. On y gagnerait l’économie des
échangeurs huile-eau ou huile-vapeur, mais surtout, on échapperait à la
limitation des conditions de vapeur imposées par la mise en œuvre de l’huile.
La difficulté de cette solution réside dans le transport de l’eau-vapeur sous
forme diphasique qu’elle suppose, problème bien connu et dont la solution est
difficile. Un important travail d’expérimentation et de mise au point sur ce
sujet était en cours chez Luz, à Jérusalem, lorsque, en 1991, cette société a
dû déposer son bilan. Il s’agissait de la mise au point du collecteur LS4.
D. La transformation
thermo-électrique de l’énergie récoltée
Cette transformation se fait le plus
souvent de manière tout à fait conventionnelle grâce à une turbine à vapeur
d’eau couplée à un alternateur. Nous avons cependant signalé la voie originale
du générateur Stirling, étudiée pour les petites unités autonomes, et fait
allusion à l’utilisation possible d’un cycle combiné dans la filière « centrale
à tour » à air. Il faut encore signaler la tentative faite à la fin des années
70 en France de mettre en œuvre une turbine à vapeur de fréon (centrale à
capteurs « COS » de Vignola, près d’Ajaccio).
Nous
allons ici passer en revue la signification et les potentialités de ces
différentes voies. Toutes sont avant tout à la recherche du rendement. En
principe, celui-ci augmente avec la température haute du cycle (c’est à dire
avec la température de travail du récepteur solaire), mais la réalité n’est pas
si simple.
D 1. Le cycle à vapeur
Ce
cycle qui, en eau, est limitée en température haute à 565°C (au-delà, des
problèmes d’incompatibilité chimique apparaissent entre la vapeur et les
aciers), est néanmoins capable d’excellents rendements. C’est certainement le
transformateur thermo-mécanique le mieux connu parce que le plus anciennement
mis en œuvre par l’industrie moderne. Il a été utilisé exclusivement dans les
réalisations dont il est question ici au chapitre des filières « centrale à
tour » et cylindro-parabolique.
Les
performances atteintes ne sont cependant pas toutes du même niveau. En effet,
elles dépendent beaucoup des conditions de vapeur mises en œuvre (pression,
température), de la sophistication du cycle (resurchauffe de la vapeur ou non)
et encore, et peut-être surtout, de la taille du groupe. Cela est en effet
moins connu, mais les performances de ce genre de machine sont dégradées par
les fuites de vapeur entre étages. Celles-ci sont elles-mêmes provoquées par
les indispensables jeux mécaniques qu’il faut ménager entre rotor et stator
pour autoriser les dilatations différentielles lors de la mise en température
de la machine. Or ces jeux sont proportionnellement moins importants pour les
grosses machines que pour les petites et entraînent la chute des performances
de ces dernières[3]. C’est ce
type de dégradation qu’envisageait de combattre la société Bertin en proposant
la mise en œuvre à Vignola d’une turbine à vapeur de toute petite puissance
(500kW) où l’eau était remplacée par le fréon.
Pour
illustrer ces propos, on peut passer en revue les caractéristiques et les
performances de quelques-uns des groupes qui ont été utilisés dans les
centrales solaires en cause ici :
q Thémis : 2,5 Mwe,
vapeur surchauffée à 430°C – 50 bars, rendement nominal 28%,
q Solar One : 12,5 Mwe, vapeur
surchauffée à 515°C – 100 bars, rendement nominal 35%,
q SEGS VII de Luz : 30MWe. vapeur resurchauffée à 371°C – 100
bars, rendement nominal. 37,5%,
q
SEGS
IX de Luz : 80Mwe, vapeur
resurchauffée à 371°C – 100 bars, rendement nominal 37,6%.
On voit que la taille du groupe est
un paramètre essentiel puisque celui de Solar one, alimenté en vapeur
d’excellente qualité, est moins performant que ceux des centrales Luz alimentés
en vapeur médiocre, mais beaucoup plus puissants (et, il est vrai, à
resurchauffe).
On peut pronostiquer un rendement
supérieur à 40% pour le groupe d’une centrale à tour à Draw-salt, produisant de
la vapeur au meilleur niveau de performance (soit à 565°C), dotée d’un circuit
de resurchauffe, si sa taille peut atteindre ou dépasser les 30MW.
D 2. Le cycle
combiné
Le cycle combiné est constitué par
une cascade des deux cycles suivants :
q un cycle à gaz (cycle de
Brayton) qui épuise les calories du caloporteur entre la température maximum,
supposée élevée, et une température intermédiaire compatible avec les exigences
du cycle suivant,
q
un
cycle à vapeur apte à épuiser au mieux les calories restantes en même temps que
de recycler les pertes du cycle de tête.
Un tel cycle est capable d’atteindre
des rendements dépassant les 50% s’il dispose d’une source de chaleur à plus de
700°C. On reconnaît là des caractéristiques qui pourraient être celles du
projet Phoebus. Ce serait en effet la logique d’utiliser un cycle combiné dans
ce dernier cadre taillé sur mesure pour lui. Si les équipes allemandes qui
étudient cette filière n’ont pas, jusqu’à ce jour, franchi le pas et en sont
restées à l’utilisation du seul cycle à vapeur (ce qui, en pratique,
disqualifie la formule par manque de performance), c’est que l’introduction
d’un cycle à gaz de tête et son alimentation par l’air caloporteur à pression
atmosphérique pose bien des problèmes dont le moindre n’est pas l’échange des
calories entre le caloporteur et l’air du cycle.
Le cycle combiné, à cause de son
excellent rendement, est donc l’avenir de la filière « centrale à tour », mais on peut légitimement se demander
si, comme dit l’humoriste, il n’est pas destiné à le rester.
D 3. Le cycle
Stirling
Comme
on le sait, ce transformateur thermo-mécanique est considéré depuis plus d'un
siècle comme le meilleur des moteurs thermiques tant son rendement théorique
est élevé. C’est ainsi que la première tentative de construire une
« parabole Stirling » date de 1887. Il s’agit d’un moteur à piston à chauffage
externe, utilisant couramment l’hélium ou l’hydrogène comme fluide
thermodynamique.
Dans la pratique, ce
générateur conserve bien des atouts dont celui de pouvoir être réalisé en
petite taille sans perdre trop en rendement. C’est ce qui en fait le candidat
idéal pour l’exploitation des calories récoltées avec une excellente efficacité
mais à faible débit par les concentrateurs paraboliques (on met en œuvre
aujourd’hui aux foyers de telles paraboles des générateurs Stirling qui se
situent dans la gamme des 5-50 kWe et dont les rendements thermo-mécaniques
varient de 30 à 45%). En conséquence, l’inertie thermique de l’appareil est
faible et on peut envisager de soumettre son alimentation en calories aux
caprices météorologiques. C’est une caractéristique importante de ces
générateurs installés au droit de foyers mobiles qu’il n’est pas question
d’équiper d’un stockage thermique. Le résultat est là puisque, dans un exemple
récent (10kWe), on obtient un rendement instantané net (soleil-réseau
électrique) de 22%, ce qui peut être considéré comme excellent. A plus grande
puissance (25kWe), on friserait les 30%.
Malheureusement, le
défaut congénital de ces machines réside dans l’improbable tenue des joints
d’étanchéité de leurs pistons soumis à des conditions très dures. Ce problème
peut probablement être surmonté mais a interdit jusqu’à aujourd’hui le développement
industriel de la machine (c’est à dire son utilisation par l’industrie
automobile). Sans doute faut-il voir là un des freins principaux au
développement de cette filière solaire.
Gisement et impact environnemental
Toutes ces techniques devraient
permettre d’accéder à un gisement solaire réputé immense et surtout
inépuisable. La deuxième assertion est indiscutable. Que faut-il penser de la
première ?
On peut calculer (en se
basant sur les performances attendues, en moyenne, des techniques qui viennent
d’être passées en revue) que la production française d’électricité pourrait
largement être assurée par l’équipement en centrales solaires de 5000 km2 de
zones arides. Cela ne représente guère qu’un carré de 70 km de côté mis à
disposition en zone inhabitée. Si l’humanité entière devait être approvisionnée
en électricité avec le même niveau de confort, il en faudrait 100 fois plus.
Ces surfaces sont certes importantes,
mais nullement démesurées par rapport aux terres arides et inhabitées
disponibles sur la planète qui sont bien plus vastes. Il s’agit là d’une
remarque particulièrement simpliste, mais qui a l’avantage de situer le
problème.
En pratique, il n’y a
pas de raison pour que seules les zones arides soient concernées. Elles
reçoivent de l’ordre de 2700 kWh/m2/an de rayonnement solaire et
sont à cet égard les meilleures de la planète. Mais les expérimentations dont
nous parlons ici se sont aussi déroulées sous des climats moins favorables, et
on considère généralement qu’un développement du solaire thermodynamique
concernerait des régions plus variées jusqu’à inclure le climat méditerranéen
du sud de la France par exemple qui ne reçoit que 1700 kWh/m2/an.
On peut présenter
autrement, et d’une manière plus opérationnelle, le problème. Les centrales
solaires à concentration dont nous parlons ne peuvent valoriser que le
rayonnement issu du disque solaire lui-même (soit le « direct » et non le «
diffus »). C’est dire qu’elles ne sont productives que durant les heures de
beau temps. On peut en déduire sans trop d’erreur que leur productibilité est
proportionnelle au nombre d’heures annuel de présence du soleil. Ce paramètre
est classiquement mesuré dans la quasi-totalité des stations météorologiques.
Il est donc disponible partout et peut être un bon point de départ pour une
réflexion sur l’étendue du gisement, ou plus simplement sur l’implantation d’un
projet de centrale thermodynamique solaire. Vis à vis de ce critère, la limite
inférieure des zones utilisables se situe vers 2500 heures annuelles de
présence du soleil.
Le gisement est donc
pour le moins confortable. Qu’en est-il des conséquences environnementales
qu’aurait sa mise en valeur ?
Par définition, les centrales à mettre en
œuvre ne sont pas polluantes. Elles ne présentent pas non plus de danger
particulier. La ponction qu’elles opèrent localement sur le rayonnement est
transformée en chaleur (ce qui est le sort normal du rayonnement solaire) en
partie localement (pertes du cycle) et en partie sur une zone plus vaste (qui
pourrait être éloignée, c’est la zone de consommation de l’électricité
produite). On ne voit pas très bien quel inconvénient présenterait ce transport
d’énergie de régions très ensoleillées vers d’autres qui le sont moins. Par
contre, on a déjà remarqué que cette ponction locale, en pays chaud, pouvait
être mise à profit par l’agriculture : elle présente les mêmes avantages
que ceux procurés par les palmeraies artificielles du Sahara qui ont
précisément pour fonction, au moins en partie, de protéger les cultures d’un
rayonnement solaire trop vigoureux. La culture sous héliostats est peut-être
pour demain !
La véritable gêne
environnementale ne vient donc pas des effets physiques de l’implantation des
centrales. Elle peut par contre être provoquée, en zone peuplée, par ses effets
esthétiques. Le problème ressemble à celui posé par l’implantation d’éoliennes,
et c’est celui de la pollution visuelle dont on se rend bien compte qu’elle
deviendrait problématique si elle était trop massive. Au stade où en est le
développement des centrales solaires, on ne peut guère en dire plus sur le
sujet.
Le résultat des expériences et les perspectives
Les opinions exprimées au sujet de l’avenir de ces filières sont si divergentes qu’il est bien difficile au non spécialiste de se faire une opinion. On peut voir là l’influence du caractère idéologique très marqué du dialogue afférent à ce genre de sujet. Mais, il faut aussi mettre en cause la qualité des commentaires des expériences faits, par les expérimentateurs eux-mêmes, dans un genre littéraire où l’exposé des rêves tient beaucoup plus de place que l’analyse des échecs. Cette variante du mensonge pieux se cache souvent derrière des données chiffrées fort impressionnantes mais dont, à la réflexion, il est impossible de faire usage tant leurs définitions sont imprécises. C’est tout particulièrement le cas des rendements dont on a vite fait de tirer des conclusions imprudentes si on n’a pas précisé avec beaucoup de soin leurs définitions. C’est encore celui de la plupart des commentaires à caractère économique qui perdent de leur pertinence si on n’a pas précisé les conditions de leur élaboration, ce qui n’est quasiment jamais fait. En réalité, au stade où en est le développement de ces techniques (et si on excepte le cas des centrales Luz), il est le plus souvent tout à fait hasardeux d’en projeter les performances technico-économiques. Il est bien plus sage de considérer qu’on en est encore, pour ces sujets, dans une phase de tâtonnements, et qu’un long travail sera nécessaire avant que puissent être précisés les données techniques exactes, les coûts d’investissement, les coûts d’exploitation et d’entretien, et donc finalement le prix de revient potentiel des kWh qui seront produits.
Cela ne veut pas dire qu’il n’y ait rien à dire des expériences passées et qu’on soit complètement démuni pour distinguer les voies de progrès. C’est ce que nous allons tenter ici avec toute la prudence nécessaire.
Une expérience avérée : celle des centrales Luz
Ces centrales, qui cumulent une puissance nette électrique de 354 MW et qui, pour les plus anciennes, sont couplées au réseau depuis 1985, représentent l’expérience la plus importante et la plus achevée de toutes celles dont il est question ici. Le fait qu’elle ait été menée par des entreprises privées sans intervention directe de la puissance publique impressionne. Cela laisse augurer que le procédé est d’ores et déjà compétitif par rapport aux sources alternatives. En réalité, il n’en est rien, bien que les conditions de leur mise en œuvre aient été idéales.
En effet, ces centrales, qui sont contractuellement tenues de fonctionner avec un apport fossile limité à 25% (pour bénéficier d’une fiscalité incitative), fournissent leurs kilowatts-heures essentiellement au rythme de l’apport solaire. Or, miracle d’un pays opulent vivant en zone aride, la pointe est provoquée ici par la mise en marche des climatiseurs : c’est dire qu’elle est naturellement coordonnée avec l’abondance du soleil . Si on ajoute que celui-ci délivre une énergie annuelle qui se situe au plus haut niveau mondial, on comprend que ces installations soient en mesure de soulager efficacement les moyens de production alternatifs et d’écrêter systématiquement l’appel de puissance qu’ils doivent couvrir (et ceci, sans faire appel exagérément à l’apport fossile). La Southern California Edison, qui est liée par contrat avec les exploitants pour acheter leur production, la paye donc très cher (par exemple, en 1990 [3], 35 cents le kWhe de pointe qui représente 40% de la production, 6,5 cents le kWhe d’heures pleines, et 2,7 cents le kWhe d’heures creuses).
Malgré ces conditions tout à fait exceptionnelles, le promoteur de la formule, la société Luz, a fait faillite en 1991, revendant toutes ses installations à de nouveaux investisseurs (dans des conditions qu’on peut soupçonner proches de la braderie). Ceux là continuent logiquement à exploiter l’existant acquis dans des conditions si intéressantes. Mais aucun ne s’est engagé dans de nouveaux investissements bien que l’efficacité de l’exploitation des centrales ait continué de progresser régulièrement sous l’effet de l’expérience acquise [5]. Des projets prometteurs basés sur la mise en œuvre des nouvelles technologies (utilisation de LS4, capteur à eau-vapeur) avaient pourtant été élaborés et poussés très avant par Luz avant sa faillite [3][4].
Un rapport d’audit américain, rédigé en 2001 à la demande des « Sandia Laboratories », qui représentent la puissance publique dans le système américain, et donc l’impartialité, déclare en effet que « le problème de base (sous-entendu : des centrales Luz) était que le coût de la technologie était trop élevé pour être concurrentiel sur le marché » [4]. Il n’y a donc pas eu de miracle Luz, et la filière cylindro-parabolique n’est pas encore une solution démontrée bien que, au moins dans les conditions exceptionnelles du marché californien de l’énergie, sa compétitivité puisse être considérée comme à portée de main [3] .
C’est que, malgré un travail de mise au point industriel dont nous avons dit tout le sérieux, la formule technique utilisée reste plombée par une focalisation linéaire peu efficace. Bien que ses défauts soient largement atténués par l’excellente conception du tube récepteur, bien que la piètre qualité de la vapeur produite soit corrigée par l’utilisation d’un très bon groupe de forte puissance, la performance de l’installation en rendement solaire/électricité net annuel[5] reste confinée à des niveaux modestes (8% pour SEGS V entre 1987 et 1997 [5] près de 14% attendus de SEGS VIII [3]). En effet, les pertes secondaires, dont il est rarement fait état, sont ici importantes. On peut soupçonner par exemple que les dépenses de pompage du fluide caloporteur dans l’immense réseau des lignes focales (qui doivent être parcourues avec de fortes pertes de charge pour compenser la faiblesse du coefficient d’échange convectif de l’huile) sont énormes et donc affectent le bilan d’une manière très négative. Et puis, il faut redire que les miroirs animés d’une seule rotation « travaillent » moins bien que les héliostats et que leur surface efficace moyenne est bien moins bonne.
En conclusion, on dira que ces centrales mettent en œuvre une formule technique à priori peu prometteuse mais dont la mise au point a été poussée très loin. Elles sont les seules à avoir produit massivement des kilowatts-heures solaires. Elles l’ont fait à un prix encore trop élevé bien qu’inférieur à celui des solutions solaires concurrentes. On verra que des progrès sont encore possibles et qu’on ne peut donc pas tirer de conclusion définitive de l’aventure.
Une formule prometteuse : celle des centrales à
tour à sel fondu
Parmi les huit expériences de centrales à tour effectivement menées à bien, cinq ont fonctionné avec de l’eau-vapeur, une avec du sodium, et deux avec du sel fondu. On a vu que celles là sont considérées aujourd’hui comme les plus prometteuses bien que le concept Phoebus (centrale à air alimentée par une chaudière à aspiration) reste un compétiteur possible (bien qu’ encore tout à fait théorique).
En effet, la centrale à tour à sel fondu semble cumuler beaucoup d’avantages. Son récepteur travaille à des températures proches de celles de la vapeur produite pour son cycle, ce qui limite ses pertes thermiques au strict nécessaire (ce qui n’est pas le cas de Phoebus équipée du seul cycle à vapeur). Dans le cas où c’est le Draw-salt qui est utilisé, les conditions de vapeur peuvent être du meilleur niveau (cas de Solar Two). Dans le cas où une porte isolante équipe le récepteur, la technique de « l’arrêt à chaud » peut être utilisée : elle consiste à laisser à l’arrêt les boucles (récepteur compris) pleines de sel quitte à combattre leur refroidissement par de courtes séances de pompage cycliques qui renouvellent leur contenu depuis le stockage froid. Dans ces conditions, la centrale est toujours prête à démarrer si le soleil apparaît, et ce sans la moindre préparation (cas de Thémis). C’est là un avantage particulièrement important qui autorise une exploitation à la fois performante et automatisée même en climat difficile (c’est à dire partout où les centrales solaires pourraient être implantées à l’exception des zones arides qui bénéficient, elles, d’un climat idéalement régulier).
On a dit que le stockage du sel chaud pouvait être assuré dans de bonnes conditions. On peut ajouter que, bien que limité en capacité dans les expériences passées (une journée de soleil à Thémis, quelques heures à Solar Two), rien n’interdirait d’augmenter sa taille surtout si on utilisait un stockage à stratification. La géométrie de la tour permettrait d’y implanter sans problème un stockage de l’ordre de la semaine de soleil.
A toutes ces qualités, il faut ajouter qu’elles sont acquises sans que se posent de difficiles problèmes de matériaux qui sont le lot quasi obligatoire des filières à plus haute température. Ici, il faut porter son attention sur la corrosion des aciers par le sel, mais les expériences tant française qu’américaine montrent que ce problème, bien traité, permet d’obtenir une excellente longévité des matériels sans surcoût important.
Il faut toutefois remarquer que toutes ces qualités n’ont pas permis que les deux centrales construites et exploitées le soient avec un faible coût et une haute productivité. Leur fonctionnement a en particulier été perclus de pannes et d’erreurs d’exploitation qui sont le lot des réalisations expérimentales. Il n’a pas dépassé les trois ans dans les deux cas et n’a pas entraîné de travaux de modifications qui auraient permis de s’approcher d’une exploitation satisfaisante. Les expérimentateurs n’ont pas été en mesure de faire état de résultats, mais seulement de propositions de modifications et de projections des performances possibles. Il est évidemment dommage qu’il ne leur ait pas été donné la possibilité de parfaire leur outil et de pousser plus loin leur expertise. Mais cela n’empêche pas de prêter attention à leurs recommandations et de prendre au sérieux leurs projections.
Or celles-ci sont optimistes en ce sens qu’elles créditent la filière, pour des réalisations de grande taille, d’un rendement net annuel qui pourrait atteindre les 20%[6], à comparer aux 14% attendus de SEGS VIII. La centrale solaire à tour équipée pour le sel fondu devrait donc donner de meilleurs résultats que celle équipée de miroirs cylindro-paraboliques et parcourue par de l’huile de synthèse. Mais c’est là une projection et non un constat. De nouvelles réalisations seraient les bienvenues pour approfondir ce jugement qui, pour le moment relève encore de l’intuition.
Un domaine encore à défricher : celui de la filière
parabolique
On a dit que le développement de cette filière était freiné par l’absence d’une industrie des moteurs Stirling. En effet, la logique même de cette voie est de construire de très nombreuses petites installations pour bénéficier de l’effet de série. Si ce bénéfice n’existe pas, la formule perd beaucoup de son intérêt.
Mais, d’autres incertitudes pèsent aussi qui ralentissent les progrès nécessaires. Elles concernent la doctrine d’emploi de ces machines. Elles sont intéressantes parce qu’elles sont de petite taille, identiques, et donc modulaires et industrialisables. Par contre elles sont incapables de stockage et peuvent d’ailleurs techniquement s’en passer (ce qui, on l’a vu, n’est pas le cas des grandes installations). La logique voudrait qu’elles trouvent leur meilleur terrain d’emploi dans les pays ensoleillés et disposant d’un réseau électrique interconnecté : elles devraient alors être installées d’une manière complètement dispersée pour ne pas se gêner les unes les autres (pas de masquage réciproque), le long du réseau électrique moyenne ou basse tension. Elles seraient ainsi raccordables dans les meilleures conditions et, équipées de générateurs asynchrones, aptes à alimenter le réseau à chaque séquence de présence du soleil. Il faudrait pour cela que leur fonctionnement soit entièrement automatique et leur fiabilité d’un niveau particulièrement élevé. C’est là un défi important qui n’est pas près d’être relevé. En attendant, les partisans de la formule préconisent plutôt l’installation de machines regroupées en véritables centrales électriques, avec appoint fossile (qui, techniquement, peut être apporté sans difficultés particulières) pour combattre l’absence de stockage. Leur terrain de prédilection est alors plutôt une région ensoleillée dépourvue de réseau interconnecté. Mais alors, cette technique conserve-t-elle un avantage par rapport aux alternatives ?
On ne sait pas répondre à cette question. Mais on peut tout de même avancer pour élément de réponse que leur rendement net annuel devrait se situer au coude à coude avec celui des grandes centrales à sel (soit autour de 20%). En effet, les projections des expérimentateurs le place légèrement au dessus pour des paraboles isolées et il sera fatalement dégradé par l’installation « en batterie » qui entraîne un masquage réciproque des miroirs.
Bien que la doctrine d’emploi des « paraboles Stirling » ne puisse encore être définie, et bien que leur coût, tant en investissement qu’en exploitation, ne puisse sérieusement être précisé, la filière mérite qu’on y consacre encore des efforts, du moins tant qu’il y aura des industriels intéressés à faire progresser cette technologie.
Perspectives de la recherche
Les trois filières gardent donc leur intérêt et méritent que du travail leur soit encore consacré.
La filière cylindro-parabolique est en partie en charge à la fois des propriétaires des anciennes centrales Luz et des Sandia Laboratories qui ont reçu pour mission de la puissance publique américaine d'aider les premiers dans leurs recherches de progrès. Mais d’autres instances (pour l’essentiel germano-espagnoles) et les anciens fournisseurs de Luz (Pilksolar et Solel en particulier), ne se privent pas d’élaborer des projets. Même basées sur la même technologie que l’existant, de nouvelles réalisations ne manqueraient pas de faire progresser la filière. On espère cependant que les uns ou les autres s’essayeront à la mise au point d’une chaudière linéaire à eau-vapeur. Cette voie difficile, abandonnée en 1991 comme nous l’avons vu, recèle en effet de nouvelles potentialités.
La filière à tour, variante à sel fondu, version américaine, pourrait recevoir une nouvelle impulsion puisqu’un très grand projet hispano-américain est à l’étude : Solar Tres. Il s’agirait d’une centrale à champ circulaire et chaudière cylindrique ouverte façon Solar Two, implantée aux environs de Cordoue (38° de latitude), et pourvue de 260000 m2 d’héliostats (soit 24 fois Thémis ou 3 fois Solar Two). On espère que ce projet à financement multinational se réalisera et permettra de faire progresser l’expérience de ses auteurs.
Les spécialistes de la question ont pour le moment les yeux braqués sur les politiques, espagnols et européen en particulier, qui prendront ou non la décision de financer cette nouvelle phase.
Quant à la filière parabolique, elle continue d’être travaillée des deux cotés de l’Atlantique. Mais en l’absence d’événement sur le front de l’industrialisation du Stirling, on a un peu l’impression que les expériences piétinent, amenant toujours aux mêmes commentaires prometteurs sur les perspectives de baisse des coûts, mais pour le moment un peu vains. On ne peut donc que souhaiter que les résultats obtenus des Stirling (rendement, fiabilité), en partie grâce aux expérimentations solaires de ces dernières années, continuent de progresser jusqu’à leur permettre de trouver une application rentable dans un secteur ou dans un autre. Là, de véritables perspectives d’avenir s’ouvriraient pour cette filière.
Conclusion
Les expériences de ces vingt dernières années ont donc permis de sérier les problèmes et d’identifier les voies de recherche à privilégier.
Il faut d’abord constater qu’une centrale solaire quelle qu’elle soit aura à déployer une importante surface de miroirs (on dit plus simplement surface de verre) par unité d’énergie produite, car la ressource elle-même est très dispersée. C’est là le fait central qui explique le coût à priori élevé des techniques à mettre en œuvre. Pour en tirer parti, il faut, avec beaucoup d’acharnement, rechercher les rendements maxima pour tous les éléments de la chaîne de transformation et trouver des solutions économiques au déploiement de surfaces importantes de miroirs.
On remarque que ce deuxième aspect des choses a été particulièrement bien traité par les concepteurs des centrales Luz tandis que leur choix de base ne favorisait pas le premier. C’est ainsi que les centrales existantes tournent avec un rendement net annuel de l’ordre de 8% (constaté sur plusieurs années) à 14% (projetés pour la dernière version de la technologie mise en œuvre dans SEGS VIII), ce qui revient à dire que, en Californie (zone aride du désert de Mojave), elles envoient sur le réseau 215-380kWh d’électricité par an pour chaque m2 de verre mis en œuvre. Ce rendement est faible mais pourrait être poussé jusqu’à 18% d’après les partisans de la formule. Quand il leur sera donné l’occasion de démontrer cette potentialité, nul doute que cette voie sera proche d’un réel intérêt économique.
A l’opposé, les concepteurs de centrales à tour ont développé des techniques meilleures en rendement bien que, contrairement aux précédents, ils n’aient pas eu la possibilité de prouver ces performances sur la durée. Néanmoins on peut aujourd’hui créditer la filière d’un rendement net annuel pouvant atteindre 20%. Une centrale de ce type fournirait donc au réseau, en zone aride, 540 kWhe/an/m2 de verre (en climat méditerranéen français, cette production tomberait à 340 kWhe/an/m2). La filière pourra donc concurrencer la précédente si son coût d’investissement (au m2 de verre) et son coût d’exploitation ne sont pas beaucoup plus élevés que ceux de cette dernière. Il reste encore du travail pour en arriver là, mais rien n’interdit que, après un développement suffisamment poussé, cette filière apparaisse effectivement comme la meilleure.
Enfin, on a dit que la filière parabolique devrait présenter des performances équivalentes si les paraboles devaient être exploitées groupées, et donc partiellement masquées, ce qui est la seule solution envisageable actuellement. Son éventuel succès dépend donc là encore des coûts qu’il sera possible d’atteindre tant en investissement qu’en exploitation.
Quoi qu’il en soit, toutes ces filières se tiennent dans un mouchoir de poche quant à leur productibilité au mètre carré de terrain occupé : on peut escompter une production annuelle d’environ 70 kWhe/m2 en climat français, ou 110 kWhe/m2 en zone aride. Ce chiffre donne la mesure de la gêne que pourrait occasionner le développement massif du recours à la production d’électricité solaire.
La filière thermodynamique solaire est donc bien cernée aujourd’hui quant à ses possibilités techniques, mais beaucoup moins quant à ses performances économiques potentielles (dont on peut seulement dire qu’elles ont peu de chance d’être brillantes). Dans ces conditions, seul un effort de recherche public est susceptible d’être mené à bien et il est clair que l’aventure de Luz ne se reproduira pas. La parole est donc aux politiques : c’est à eux d’engager les fonds nécessaires, parce qu’aucune rentabilité ne peut en être espérée à court terme. Et c’est à eux de mobiliser les forces techniques capables de faire mûrir le sujet : soit au sein des services publics compétents, soit en mobilisant les secteurs industriels concernés.
En conclusion, remarquons qu’il n’est pas anormal que le débat « citoyen » soit actif sur ce sujet. On espère que le présent exposé aidera à ce qu’il soit débarrassé des naïvetés et à-priori idéologiques qui le rendent trop souvent confus.
Bibliographie
[1] « Centrale expérimentale Thémis. Résultats et projections » B. Bonduelle, B. Rivoire, 1987
[2] « Centrale à sel ou centrale à air ? L’expèrience française » B. Bonduelle, B. Rivoire, 1991
[3] « Les centrales solaires LUZ » F. Pharabod, C. Philibert, Comité d’action pour le solaire,
1991.
[4] « Solar energy concentrating systems. Applications and technologies » W. Meinecke, DLR
(Germany), M. Bohn NREL (USA), 1994.
[5] Compte rendu du « 9th SolarPACES International Symposium » tenu à Font-Romeu, 1998.
[6] « Review : Status of Markets for
Solar Thermal Power Systems » W.P. Teagan, 2001.