Understanding solar concentrators/fr

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DOCUMENT TECHNIQUE N° 30 : COMPRENDRE LES CONCENTRATEURS SOLAIRES Par George M. Kaplan

Réviseurs techniques
: Dr Thomas E. Bowman,
Dr Maurice Raiford,
Jesse Ribot

Illustré par Rick Jali

Publié par

VITA
1600 Wilson Boulevard, Suite 500
Arlington, Virginie 22209 États-Unis
Tél. : 703/276-1800 * Fax : 703/243-1865
Internet : pr-info@vita.org

Comprendre les concentrateurs solaires
ISBN : 0-86619-239-5
[C] 1985, Bénévoles en assistance technique

Ce document fait partie d'une série publiée par l'association Volunteers in Technical Assistance (VITA) afin de présenter des technologies de pointe susceptibles d'intéresser les populations des pays en développement. Ces documents sont conçus comme des guides pour aider les utilisateurs à choisir les technologies les mieux adaptées à leur situation. Ils ne fournissent aucun détail sur la construction ou la mise en œuvre. Les personnes qui estiment qu'une technologie particulière répond à leurs besoins sont invitées à contacter VITA ou une organisation similaire pour obtenir des informations complémentaires et une assistance technique.

Les articles de cette collection ont été rédigés, relus et illustrés presque entièrement par des experts techniques bénévoles du programme VITA. Quelque 500 bénévoles ont participé à la production des 100 premiers titres, y consacrant environ 5 000 heures de leur temps. L’équipe VITA comprenait Maria Giannuzzi (rédactrice), Suzanne Brooks (mise en page et composition) et Margaret Crouch (chef de projet).

L'auteur de cet article, George M. Kaplan, bénévole du programme VITA, est président de KAPL Associates, un cabinet de conseil spécialisé dans la gestion de programmes et de projets, la recherche et le développement, la planification, l'évaluation, l'énergie et l'environnement. Les relecteurs sont également bénévoles du programme VITA. Le Dr Thomas E. Bowman est professeur et directeur du département de génie mécanique du Florida Institute of Technology à Melbourne, en Floride. Le Dr Maurice Raiford est consultant en énergie solaire à Greensboro, en Caroline du Nord. Jesse Ribot est analyste et consultant en énergie ; il a participé à l'élaboration de l'évaluation énergétique nationale de Djibouti, menée conjointement par le programme VITA et l'USAID.

VITA est une organisation privée à but non lucratif qui soutient les personnes travaillant sur des problèmes techniques dans les pays en développement. VITA propose des informations et une assistance pour aider les individus et les groupes à choisir et à mettre en œuvre des technologies adaptées à leur situation. VITA dispose d'un service de renseignements international, d'un centre de documentation spécialisé et d'un répertoire informatisé de consultants techniques bénévoles ; elle gère des projets de terrain à long terme et publie divers manuels et documents techniques.

Bien que des recherches, des développements et des expérimentations sur les systèmes d'énergie solaire aient été menés à la fin du XIXe et au début du XXe siècle, c'est la forte hausse du prix du pétrole en 1974, provoquée par l'embargo pétrolier au Moyen-Orient l'année précédente, qui a considérablement accéléré les investissements nationaux et internationaux dans ce domaine. Aux États-Unis et dans d'autres pays industrialisés, les outils et les progrès technologiques réalisés pendant la Seconde Guerre mondiale, la reconstruction et la prospérité d'après-guerre, les programmes nucléaires et spatiaux américains, ainsi que d'autres avancées technologiques, ont été appliqués à la recherche et au développement de l'énergie solaire. De ce fait, la recherche, auparavant cantonnée aux bricoleurs amateurs et aux petites entreprises spécialisées, s'est étendue aux universités, aux laboratoires nationaux et à l'industrie. Le budget fédéral alloué à l'énergie solaire est passé de moins d'un million de dollars au début des années 1970 à plus d'un milliard de dollars au début des années 1980 ; il s'élève aujourd'hui à environ 200 millions de dollars, dont près de 50 millions sont consacrés à la technologie solaire thermique.

La technologie solaire thermique vise principalement à utiliser l'énergie solaire en la convertissant en chaleur. Dans les capteurs solaires à concentration, l'énergie solaire est captée et concentrée afin d'atteindre des températures plus élevées ; la limite étant la température de surface du soleil. Cependant, les matériaux de construction imposent une limite inférieure, plus réaliste, à la température maximale atteignable. De même, l'efficacité globale de la captation, de la concentration et du stockage de l'énergie, en lien avec le coût énergétique, impose une limite pratique à la température maximale atteignable.

Si l'énergie solaire était extrêmement concentrée dans un volume minuscule, on obtiendrait un soleil miniature. Si cette même énergie était répartie le long d'une fine ligne, cette ligne serait plus froide que le soleil miniature, mais resterait chaude. Répartie sur une grande surface, cette dernière serait moins chaude que la ligne. Il existe des concentrateurs solaires qui concentrent la lumière du soleil en un point ou une ligne. Il existe aussi des concentrateurs non focalisants. Chaque type a des applications privilégiées qui dépendent de la température.

La quantité d'énergie par unité de surface pouvant être captée annuellement par un concentrateur dépend de son orientation par rapport au soleil. Certains types de capteurs fonctionnent correctement (et de manière rentable) en position fixe. Ces capteurs ont généralement une capacité de variation de température limitée et concentrent peu ou pas le rayonnement solaire incident. La plupart des concentrateurs captent si peu d'énergie en position fixe qu'ils doivent être équipés d'un système de suivi solaire quotidien, du matin (est) au soir (ouest), pour être rentables. Certains concentrateurs ne sont rentables qu'en suivant à la fois la course quotidienne du soleil et son inclinaison annuelle (qui lui donne une déclinaison apparente de 47 degrés au cours de l'année). Ainsi, les concentrateurs peuvent être fixes, à suivi mono-axial (est-ouest) ou à suivi bi-axial (est-ouest et nord-sud). Le suivi bi-axial offre une captation d'énergie solaire maximale, mais n'est pas rentable pour la plupart des applications ou des conceptions de capteurs.

Le programme national américain de recherche sur l'énergie solaire a été un chef de file mondial, tant en termes d'investissement que d'envergure. Compte tenu de l'importance du marché potentiel américain, ce programme était axé sur le marché intérieur et non spécifiquement sur l'exportation. Par conséquent, l'expérience américaine est principalement applicable aux États-Unis et pourrait ne pas être transposable à d'autres pays sans adaptation.

Aux États-Unis, par exemple, les concentrateurs à miroirs sont plus économiques que les concentrateurs à lentilles pour les systèmes de production et d'utilisation de chaleur de petite, moyenne et grande taille. Les systèmes à suivi semblent plus performants pour les applications à haute température. Toutefois, leur efficacité aux États-Unis pourrait être due à une technologie de pointe, à la disponibilité de personnel de maintenance qualifié et de pièces détachées, ainsi qu'à une excellente infrastructure de soutien, plutôt qu'à un avantage intrinsèque des miroirs ou des systèmes à suivi. Dans un environnement moins industrialisé, les concentrateurs à lentilles pourraient s'avérer plus appropriés.

Bien que les termes « capteur » et « concentrateur » soient utilisés indifféremment dans ce document, ils sont néanmoins distincts. Un capteur ne concentre pas nécessairement le rayonnement solaire, tandis qu'un concentrateur est considéré comme un capteur. Aucune distinction ne sera faite ici, sauf nécessité.

Le principe de la concentration des rayons solaires pour chauffer une zone ciblée est connu depuis au moins 4 000 ans. À l’époque des tablettes d’argile en Mésopotamie, on raconte que des vases en or poli étaient utilisés pour allumer les feux des autels. Archimède aurait sauvé Syracuse d’une invasion en incendiant la flotte romaine grâce aux rayons solaires concentrés et réfléchis par du métal poli.

Des expériences visant à vérifier l'histoire d'Archimède furent menées au XVIIe siècle à l'aide de plaques de métal poli. Les lentilles de verre furent utilisées pour la première fois au XVIIe siècle pour fondre le fer, le cuivre, le mercure et d'autres matériaux à partir de leurs minerais. Le XVIIIe siècle vit l'apparition des fours solaires. Les progrès technologiques du XIXe siècle permirent la production de machines à vapeur et de moteurs à air chaud fonctionnant à l'énergie solaire. De nombreux moteurs et fours solaires furent construits au début du XXe siècle. Les expérimentations se poursuivirent jusque dans les années 1930 avant de péricliter avec la généralisation des combustibles fossiles bon marché, notamment le gaz naturel.

Le programme américain d'énergie solaire a été lancé en 1970 dans le cadre du programme RANN (Research Applied to National Needs) de la Fondation nationale pour la science (NSF). Ce programme a connu une expansion considérable suite à l'embargo pétrolier de 1974 et à la flambée des prix du pétrole et des autres combustibles fossiles. L'évolution des objectifs du programme, initialement axés sur la recherche et le développement puis sur la commercialisation, a entraîné un transfert de responsabilité vers d'autres agences fédérales. Le programme relève désormais du département de l'Énergie des États-Unis ; l'accent est de nouveau mis sur la recherche et le développement à long terme, coûteux et risqués, généralement peu susceptibles d'être entrepris par l'industrie ; la responsabilité de la commercialisation a quant à elle été confiée à nouveau à l'industrie.

Les concentrateurs solaires fournissent un rayonnement solaire à haute densité énergétique à un récepteur cible, ce qui augmente la température de ce dernier. Selon le degré de concentration, les propriétés optiques (absorption et rayonnement solaires) de la surface cible et la vitesse de refroidissement de la cible, les phénomènes suivants peuvent se produire :

• La cible va fondre (forte concentration) ;
• la cible atteindra une température d'équilibre par refroidissement naturel (concentration modérée) ; ou
• la cible atteindra une température d'équilibre avec un fluide de refroidissement forcé (en circulation) (concentration intermédiaire).

Le premier exemple est celui d'un four solaire. Le second peut être considéré comme un cuiseur solaire ou un four solaire. Dans le troisième cas, le fluide caloporteur chauffé est utilisé directement, par exemple sous forme d'eau chaude ou de vapeur, pour des applications domestiques ou industrielles, ou indirectement, sous forme de vapeur, pour produire de l'électricité. Dans le cas de la production d'électricité, les dispositifs de conversion d'énergie classiques comportent une étape intermédiaire – la rotation d'un arbre – entre le fluide chauffé et sa conversion en électricité.

Si la lumière solaire concentrée est dirigée vers une cellule photovoltaïque, ou un ensemble de cellules, l'électricité sera produite directement. Le degré de concentration solaire, le rendement de conversion de la cellule, la conception de l'assemblage et le matériau de la cellule détermineront si un refroidissement par circulation naturelle ou forcée est nécessaire à son bon fonctionnement. Actuellement, le coût unitaire d'un concentrateur est inférieur au coût unitaire d'une cellule. Par conséquent, les concentrateurs sont utilisés pour réduire la surface des cellules. Si le coût de la surface des cellules devenait inférieur à celui de la surface du concentrateur, ces derniers ne seraient plus utilisés.

Cet article traite principalement des concentrateurs pour applications thermiques plutôt que pour applications photovoltaïques. L'accent est mis sur les applications dans les pays en développement.

Avant d'aborder la question des concentrateurs, quelques mots sur le soleil s'imposent. Au-delà de l'atmosphère terrestre, l'intensité du rayonnement solaire est d'environ 1 350 watts par mètre carré (429 BTU/h/pied carré). La traversée de l'atmosphère réduit cette intensité en raison de l'absorption par les différents gaz et vapeurs présents dans l'air, ainsi que de la diffusion par ces mêmes gaz et vapeurs et par les particules de poussière et de glace également présentes dans l'air. Le rayonnement solaire atteignant la Terre est donc un mélange de rayonnement direct (non diffusé) et de rayonnement diffus (diffusé). Au niveau de la mer, l'intensité est réduite à environ 1 000 watts/m² (295 BTU/h/pied carré) par temps clair et ensoleillé. Elle est encore plus faible par temps couvert.

La plupart des concentrateurs utilisent uniquement le rayonnement direct. Ces concentrateurs fonctionnent bien par temps clair et ensoleillé, mal par temps brumeux, et pas du tout par temps gris et maussade lorsque l'intensité du rayonnement solaire est réduite et que la lumière est principalement composée de rayonnement diffus. Un autre facteur limitant est que le soleil n'est pas un point, mais possède un diamètre équivalent à environ un demi-degré d'arc. La conception des concentrateurs doit tenir compte de cet arc.

Bien que la discussion qui suit porte sur les concentrateurs en tant qu'entités, ces derniers ne constituent qu'une partie d'un système de captation d'énergie. Pour être efficaces, les rayons concentrés doivent être dirigés vers une cible appelée récepteur, qui les convertit en une autre forme d'énergie : la chaleur. Le concentrateur et le récepteur doivent être adaptés pour un fonctionnement optimal. Le récepteur est souvent conçu pour transmettre de la chaleur à un fluide afin que celle-ci soit utilisée ou dissipée. Lorsque la fonction principale du concentrateur est d'obtenir efficacement de la chaleur, la combinaison concentrateur-récepteur doit être soigneusement conçue pour minimiser les pertes d'énergie parasites, que ce soit au niveau du concentrateur ou du récepteur.

Il existe de nombreuses façons de caractériser les concentrateurs. En voici quelques exemples :

• Moyens de concentration — réflexion ou réfraction
• Point, ligne ou non focalisé
• Concentrateur fixe ou à suivi
• Récepteur fixe ou à suivi

La concentration de la lumière est obtenue grâce à des miroirs (réflexion) ou à des lentilles transparentes (réfraction). Les appareils photo et les petits télescopes utilisent des lentilles ; les grands télescopes utilisent des miroirs. Un miroir réfléchit la lumière incidente de sorte que l’angle du rayon réfléchi soit égal à l’angle du rayon incident (figure 1). Cette relation s’applique également à la réflexion.

Cela se maintient lorsque le miroir est incliné (figure 2). Un seul miroir plan

La concentration ne se limite pas à la superposition des réflexions de plusieurs miroirs. On peut également l'obtenir en courbant le miroir selon une forme prédéterminée et en exploitant les propriétés optiques de la surface courbe ainsi obtenue.

La lentille repose sur la réfraction de la lumière incidente afin de la faire converger vers un foyer commun (figure 3). La taille de la lentille

Lorsque la valeur de λ augmente, l'épaisseur de la lentille augmente également. Lentille de Fresnel (Figure 4)

Elle conserve les caractéristiques optiques de la lentille standard en préservant la même courbure par morceaux. Ceci permet une réduction significative de l'épaisseur et du poids de la lentille, avec une perte de performance minime.

Chaque méthode de concentration présente des inconvénients. Le miroir nécessite une surface réfléchissante propre et lisse : propre car des particules de poussière pourraient diffuser la lumière loin du récepteur ou celle-ci pourrait être partiellement absorbée par un film mince et sale ; lisse car une imperfection de contour peut également empêcher la détection du récepteur. Le matériau réfléchissant peut être placé sur la surface du miroir (première surface, figure 5) ou derrière une surface transparente (seconde surface, figure 5).

Figure 6). L'argent est le matériau réflecteur préféré avec

L'aluminium est préférable à l'argent. Ce dernier est très sensible à la dégradation par l'humidité et les contaminants atmosphériques. Les revêtements protecteurs disponibles se sont révélés inefficaces pour l'argent en première surface. L'aluminium est plus durable, mais moins réfléchissant. Les miroirs à seconde surface subissent une perte d'énergie due à l'absorption de la lumière par la surface transparente, généralement du verre ou du plastique, lors de l'incidence et de la réflexion de la lumière. Le verre à faible teneur en fer est préféré au verre à haute teneur en fer en raison de sa moindre absorption. Si du plastique est utilisé, il doit être stabilisé contre la dégradation par les rayons ultraviolets du soleil.

Du fait de son épaisseur supérieure, la lentille de Fresnel absorbe davantage d'énergie qu'un miroir à seconde surface. Bien plus mince qu'une lentille standard, elle présente donc moins de pertes d'énergie par absorption.

La surface de la lentille doit également être propre et lisse, pour les mêmes raisons que pour un miroir. Les performances d'une lentille de Fresnel sont optimales lorsque sa partie verticale présente une pente quasi parfaite. Il est possible de fabriquer des lentilles de Fresnel en plastique, de meilleure qualité et moins coûteuses qu'en verre. Cependant, les lentilles en plastique ont tendance à se dégrader sous l'effet des ultraviolets et nécessitent un traitement de stabilisation.

Un critère de choix d'un concentrateur est le degré de concentration, et donc la température, que l'on souhaite atteindre. En règle générale, concentrer l'énergie sur un point produit une température élevée à très élevée ; sur une ligne, une température moyenne à élevée. Les concentrateurs non focalisants produisent une température faible à moyenne.

Le réflecteur parabolique (figure 7) exploite les propriétés optiques de sa surface parabolique pour concentrer la lumière directe en un point focal. Sa géométrie est couramment utilisée pour les phares automobiles, les projecteurs, les radars et la réception des transmissions par satellite.

Les lentilles circulaires et de Fresnel standard sont également des concentrateurs de faisceau ponctuels. La lentille de Fresnel a été utilisée avec des cellules photovoltaïques dans plusieurs installations pilotes aux États-Unis et à l'étranger.

La superposition d'images formées par de nombreux miroirs plans peut être considérée comme l'équivalent d'une focalisation ponctuelle. La forme focale n'est pas un point, mais plutôt l'image finie du soleil, élargie par les caractéristiques du matériau du réflecteur et par diverses erreurs de fabrication et de précision de la superposition des images. Figure 8

Cette figure illustre le concept de récepteur central, dans lequel des héliostats (miroirs plats ou légèrement incurvés montés sur des dispositifs de suivi) redirigent les rayons du soleil vers un récepteur situé au sommet d'une tour. Une centrale électrique de 10 mégawatts utilisant ce principe fonctionne avec succès en Californie depuis 1982.

Ligne. La parabole (figure 9) est un exemple de foyer linéaire.

Optique. Le rayonnement direct incident est réfléchi par le réflecteur vers la ligne focale sur toute la longueur de celui-ci. Afin d'optimiser la collecte d'énergie, le réflecteur est conçu pour suivre la course du soleil. Il peut être orienté de sorte que la ligne focale soit orientée est-ouest, nord-sud ou nord-sud avec une inclinaison simultanée vers le soleil (monture polaire).

Chaque orientation présente ses propres caractéristiques de collecte saisonnières et annuelles. Aucune orientation n'est universellement préférable (c'est-à-dire plus rentable).

Les lentilles standard et de Fresnel peuvent être fabriquées sous forme linéaire (figure 10) avec la même section transversale que la lentille circulaire, mais

On obtient ainsi une ligne focale au lieu d'un point focal. Les lentilles de Fresnel linéaires en plastique de bonne qualité peuvent être facilement produites par extrusion.

Le bol hémisphérique (figure 11) est un autre exemple de linéaire

Optique focale. Contrairement à une cuvette ou une lentille, un suivi sur deux axes est indispensable. La cuvette hémisphérique est fixe et le suivi est assuré par le récepteur. La ligne focale se situe sur la ligne reliant le centre de la sphère au soleil. Les propriétés optiques de la cuvette limitent la ligne focale à la moitié inférieure du rayon. L'intensité n'est pas uniforme le long de la ligne focale, certains rayons atteignant la ligne focale après une seule réflexion et d'autres après plusieurs réflexions. La figure 12 représente une cuvette expérimentale de 19,7 mètres de diamètre.

Ce système fonctionne avec succès au Texas depuis de nombreuses années. La production annuelle d'énergie est inférieure à celle d'autres systèmes optiques de collecte et il ne semble pas y avoir d'avantages compensatoires, si ce n'est qu'il est beaucoup plus facile pour un petit récepteur de suivre la course du soleil que pour un concentrateur plus grand et beaucoup plus lourd.

Non focalisant. La cuvette hémisphérique (figure 13) et la surface plane

Les collecteurs plans avec miroirs amplificateurs sont des exemples de concentrateurs non focalisants. Ces concentrateurs ne focalisent pas la lumière solaire en une forme géométrique précise, mais la réfléchissent sur un récepteur, augmentant ainsi la quantité totale de lumière solaire reçue. La catégorie des concentrateurs non focalisants inclut également ceux dont la focalisation est de mauvaise qualité. Le collecteur cylindrique (figure 14), une variante de ce type de concentrateur, en est un exemple.

La cuve hémisphérique présente un intérêt particulier car le cylindre entier peut être fabriqué en plastique gonflable peu coûteux.

Une méthode simple pour obtenir une légère augmentation de la concentration sur une grande surface consiste à utiliser des miroirs amplificateurs en conjonction avec un collecteur plan (figure 15). Avant midi, les miroirs sont orientés vers le centre.

L'orientation est ; après midi, elles sont orientées vers l'ouest. L'avantage des amplificateurs de captage d'énergie pour un capteur plan est illustré à la figure 16.

Pour une collecte d'énergie maximale quotidienne ou annuelle, il est nécessaire de suivre la course du soleil (ou son image réfléchie), car les concentrateurs, notamment ceux à forte concentration, n'utilisent que le rayonnement direct. Ainsi, lorsqu'une parabole est pointée vers le soleil, les rayons réfléchis passent par le foyer. Avec le mouvement du soleil, certains de ces rayons ne convergent plus vers le foyer, et à terme, tous ne convergent plus. Il faut donc orienter la parabole pour que les rayons réfléchis restent concentrés au foyer. Le récepteur central, la parabole, le concentrateur parabolique, la lentille standard et la lentille de Fresnel sont des exemples de systèmes de concentration à suivi solaire.

Le réceptacle hémisphérique doit lui aussi suivre en permanence la course du soleil. Les grands réceptacles étant trop encombrants, c'est le récepteur qui est déplacé en continu. Il suit la ligne focale de la sphère (l'image réfléchie du soleil) tout au long de la journée.

Tout comme le réflecteur hémisphérique, le concentrateur Russell est fixe et le récepteur doit suivre l'image du soleil (figure 17).

Le concentrateur est constitué de longs miroirs étroits dont les centres se situent tous sur le périmètre d'un cercle. Les miroirs sont orientés de sorte que toutes les images réfléchies convergent en un point situé sur ce même périmètre. Lorsque le soleil se déplace, le foyer se déplace le long du périmètre. Le collecteur Winston est généralement considéré comme un concentrateur non suiveur. Son rendement énergétique peut être augmenté par un système de suivi. En tant que collecteur de type cylindrique (figure 18), il est constitué d'un miroir parabolique.

Un capteur solaire est constitué d'une surface dont l'axe est horizontal et le foyer proche de la surface. Ce capteur a souvent la forme d'un paraboloïde, mais il peut aussi avoir une forme cylindrique. Il capte le rayonnement direct et diffus. L'angle d'acceptance (angle de réception du rayonnement solaire) dépend de la hauteur du parabole. Plus la hauteur est faible, plus l'angle d'acceptance et la durée de fonctionnement journalier sont grands, mais plus la concentration et la température maximale pouvant être atteintes sont faibles. Ce capteur a été utilisé comme capteur fixe très performant, atteignant des températures supérieures à celles d'un capteur plan classique.

Le récepteur central et le collecteur parabolique sont équipés de récepteurs fixes, en raison des caractéristiques optiques des systèmes. Le récepteur du collecteur parabolique est généralement positionné au foyer afin de suivre la course du soleil. Ni le collecteur en forme de bol ni le collecteur Russell ne suivent le soleil ; leurs récepteurs doivent donc suivre l'image du soleil. Le collecteur Winston, le collecteur cylindrique et le collecteur plan avec miroirs amplificateurs sont généralement utilisés en position fixe et avec des récepteurs fixes. Le collecteur plan fait office à la fois de collecteur et de récepteur.

Il existe de nombreux concentrateurs ingénieux qui fonctionnent très bien et peuvent être économiques dans certaines applications. Le collecteur à cuspide (figure 19), dont la géométrie de surface correspond au lieu géométrique de la position

L'extrémité d'une corde déroulée d'un tuyau peut fournir une concentration modeste adaptée à l'eau chaude. Un collecteur conique (figure 20) peut remplacer le paraboloïde de Winston.

On obtient ainsi une fabrication simplifiée, au prix d'une légère baisse de performance. De même, des réflecteurs plats peuvent remplacer les parois paraboliques du collecteur à auge Winston.

Le tableau 1 résume les caractéristiques et les utilisations potentielles des concentrateurs décrits ci-dessus.

Type de concentrateur : Parabole ;
Type de focalisation : Ponctuelle ;
Lentille ou miroir : Miroir ;
Concentration solaire : > 1000
; Suivi : Oui ;
Récepteur de suivi : Oui ;
Température (°C) : > 2638 ;
Température (°F) : > 3000 ;
Application typique : Électricité ;
Commentaires : Applications à petite échelle

Type de concentrateur : Récepteur central ;
Type de focalisation : Point ;
Lentille ou miroir : Miroir ;
Concentration solaire : > 1000
; Suivi : Oui ;
Récepteur de suivi : Non ;
Température (°C) : > 2638 ;
Température (°F) : > 3000 ;
Application typique : Électricité ;
Commentaires : Applications à grande échelle

Type de concentrateur : Lentille (ronde)
Type de focalisation : Point
Lentille ou miroir : Lentille
Concentration solaire : > 1000
Suivi : Oui
Récepteur de suivi : Non
Température (°C) : > 2638
Température (°F) : > 3000
Application typique : Électricité
Commentaires : Cellules photovoltaïques

Type de concentrateur : Parabolique cylindrique
Type de focalisation :
Ligne Lentille ou miroir : Miroir
Concentration solaire : 100
Suivi : Oui
Récepteur de suivi : Non
Température (°C) : 538
Température (°F) : 1000
Application typique : Électricité, Chaleur
Commentaires : Convient aux petits et grands systèmes

Type de concentrateur : Miroir fixe à mise au point mobile.
Type de mise au point : Ligne.
Lentille ou miroir : Miroir.
Concentration solaire : 100.
Suivi : Non.
Récepteur de suivi : Oui.
Température (°C) : 538.
Température (°F) : 1000.
Application typique : Électricité, Chaleur.
Commentaires : Convient aux petits et grands systèmes. Non rentable selon l'expérience américaine.

Type de concentrateur : Lentille (linéaire)
Type de focalisation :
Ligne Lentille ou miroir : Miroir
Concentration solaire : 100
Suivi : Oui
Récepteur de suivi : Oui
Température (°C) : 538
Température (°F) : 1000
Application typique : Électricité, Chaleur
Commentaires : Systèmes de petite ou grande taille. Peu d'expérience aux États-Unis

Type de concentrateur : Sphérique ;
Type de focalisation : Ligne ;
Lentille ou miroir : Miroir ;
Concentration solaire : 80 ;
Suivi : Non ;
Récepteur de suivi : Oui ;
Température (°C) : 538 ;
Température (°F) : 1000
; Application typique : Électricité ;
Remarques : Peu pratique à grande échelle

Type de concentrateur : Cylindrique ;
Type de focalisation : Ligne ;
Lentille ou miroir : Miroir ;
Concentration solaire : 2 ;
Suivi : Non ;
Récepteur de suivi : Non ;
Température (°C) : 121 ;
Température (°F) : 250
; Application typique : Chaleur ;
Commentaires :

Type de concentrateur : à cuspide ;
Type de focalisation : linéaire ;
Lentille ou miroir : miroir ;
Concentration solaire : 1,5-2,5 ;
Suivi : non ;
Récepteur de suivi : non ;
Température (°C) : 121
; Température (°F) : 250 ;
Application typique : chaleur ;
Commentaires :

Type de concentrateur : Winston
Type de focalisation :
Ligne Lentille ou miroir : Miroir
Concentration solaire : 3-6
Suivi : Non
Récepteur de suivi : Non
Température (°C) : 121
Température (°F) : 250
Application typique : Chaleur
Remarques : La concentration diminue lorsque l'angle d'acceptance augmente

Type de concentrateur : Plaque plane avec amplificateur ;
Type de focalisation : Zone ;
Lentille ou miroir : Miroir ;
Concentration solaire : Entre 1 et 2 ;
Suivi : Non ;
Récepteur de suivi : Non ;
Température (°C) : 121 ;
Température (°F) : 250 ;
Application typique : Chaleur ;
Commentaires :

Les capteurs qui maintiennent leur surface face au soleil (à angle droit pour la plupart) présentent le rendement annuel de collecte le plus élevé. La parabole et les autres capteurs à suivi biaxial en sont des exemples. Le récepteur central, bien qu'étant un système à suivi biaxial, n'oriente pas les réflecteurs de l'héliostat vers le soleil, mais maintient un angle par rapport à celui-ci afin que l'image soit réfléchie vers le récepteur. Comme prévu, son rendement de collecte est inférieur à celui de la parabole. Le capteur parabolique cylindrique est un système à suivi monoaxial ; par conséquent, sa surface n'est que ponctuellement à angle droit avec le soleil et son rendement annuel de collecte est inférieur à celui du récepteur central.

Les collecteurs fixes avec récepteurs à suivi, tels que le collecteur à bol et le collecteur Russell, présentent une efficacité de collecte encore plus faible. Les collecteurs et récepteurs fixes Winston et autres modèles similaires affichent la plus faible efficacité.

Le rendement théorique annuel des trois principaux capteurs solaires à concentration utilisés aux États-Unis est de 80 % pour les capteurs paraboliques, de 60 % pour les capteurs à concentration centrale et de 43 % pour les capteurs paraboliques cylindriques. Ce rendement est calculé sur la période allant du début du suivi solaire, lorsque le soleil atteint 15 degrés au-dessus de l'horizon, jusqu'à son arrêt, lorsque le soleil redescend en dessous de 15 degrés en fin de journée. Le rendement dépend du rayonnement solaire direct et des caractéristiques optiques du système.

L'efficacité réelle dépend de la précision de la surface du miroir ou de la lentille, de la poussière et des dépôts présents sur cette surface, de l'absorption d'énergie par la lentille ou le miroir, des propriétés du matériau réfléchissant, de la précision du pointage, de l'influence des variations de température sur ces facteurs, des conditions météorologiques (nuages, poussière, brume, etc.). L'efficacité est encore réduite par les performances du récepteur et la conception de son sous-système, notamment par la minimisation des pertes thermiques par conduction, convection et rayonnement.

Un article récent sur le réflecteur parabolique, préparé par le Jet Propulsion Laboratory(*), décrit neuf modèles financés par les États-Unis.

(*) VC Truscello, « État du concentrateur parabolique », Actes de la conférence de l’Agence de recherche et de développement énergétique sur les collecteurs solaires à concentration, Georgia Institute of Technology, 26-28 septembre 1977 (Washington, DC : Département de l’Énergie des États-Unis, sans date, vers 1982-1983).

Le département de l'Énergie, huit modèles américains financés par des fonds privés et dix plats développés par d'autres pays. Bien qu'aucun plat ne soit identique à un autre, ils se répartissent en quatre catégories :

1. Réflecteur rigide. La surface réfléchissante est fixée à une structure rigide et incurvée. Il s'agit de la structure standard (type radar) (Figure 21).

2. Membrane stabilisée sous pression. La surface réfléchissante est fixée à une membrane flexible qui, grâce à la création d'un vide entre la membrane et la structure, épouse la forme d'une structure de support rigide et incurvée. L'objectif est de réduire les coûts en allégeant le poids des matériaux de construction (Figure 22).

3. Lentille de Fresnel ou miroir de Fresnel. La lentille est constituée de plusieurs éléments concentriques étroits ; le miroir est composé d’une série de surfaces réfléchissantes concentriques. L’objectif est de réduire les coûts en simplifiant la courbure composée du paraboloïde (figure 23).

4. Réflecteur secondaire. Un second miroir, hyperbolique (*) (Cassegrain) ou elliptique (**) (Grégorien), réfléchit les rayons du réflecteur parabolique vers un récepteur situé derrière la parabole. L'objectif est de réduire les contraintes structurelles importantes imposées au récepteur parabolique et de faciliter son accès pour la maintenance (Figure 24).

Le réflecteur rigide s'est avéré le plus populaire, car il s'apparente à la technologie radar actuelle. Le projet Shenandoah, un projet de démonstration du Département de l'Énergie des États-Unis près d'Atlanta, en Géorgie, a déployé 114 antennes paraboliques de 7 mètres de diamètre, recouvertes d'un film réfléchissant, pour produire de la vapeur à 399 °C (750 °F). Cette vapeur a servi à générer 400 kilowatts d'électricité et à alimenter en vapeur de procédé une usine de tricots voisine, sous une pression de 9,70 kg/cm² (138 livres par pouce carré manométrique [psig]). Après quelques difficultés initiales, le système fonctionne désormais de manière satisfaisante. Ce projet est le fruit d'une collaboration entre le Département de l'Énergie des États-Unis, la compagnie d'électricité locale et l'usine de tricots. Son objectif était de démontrer la viabilité des capteurs à réflecteur rigide, et non de constituer un prototype commercial.

(*) Une courbe formée par la section d'un cône coupée par un plan qui fait un angle plus grand avec la base que le côté du cône.

(**) De forme ovale.

Le meilleur exemple américain de centrale photovoltaïque à récepteur central est Solar One, un projet conjoint du Département de l'Énergie des États-Unis et de deux entreprises de services publics du sud de la Californie. Cette centrale pilote de 10 mégawatts utilise 1 818 héliostats (ou réflecteurs), chacun doté de 41,8 mètres carrés de miroirs en verre à seconde surface. Les héliostats entourent une tour sur laquelle est installé le récepteur. La plupart des héliostats sont situés au sud de la tour. La centrale a dépassé ses spécifications et fonctionne avec succès. Sa conception initiale, basée sur une centrale de 100 mégawatts, a été réduite à 10 mégawatts. Une centrale optimisée de 10 mégawatts présenterait probablement une configuration de champ d'héliostats différente.

Une version de 100 mégawatts (Solar 100) utilisant une technologie similaire est à l'étude par les fournisseurs d'énergie, sous réserve de l'octroi de crédits d'investissement publics. Sans ces incitations financières, la centrale ne serait pas rentable aux États-Unis en raison de la chute des prix du pétrole. En revanche, une telle centrale pourrait s'avérer rentable dans d'autres pays où le coût de l'énergie est élevé.

Les héliostats ont évolué grâce à une série de conceptions qui ont permis de réduire leur poids initial de plus de 97,6 kg/m² (20 livres/pied carré) à environ 39 kg/m² (8 livres/pied carré). Plus de 20 modèles d'héliostats ont été construits et testés. La solution privilégiée actuellement est un miroir en verre à double face sur un support en verre. L'Institut de recherche sur l'énergie solaire du département de l'Énergie des États-Unis développe un réflecteur léger (plastique/argent/plastique) qui promet de réduire considérablement le coût des héliostats. Une fois mis au point, ce matériau pourrait s'avérer utile dans les pays en développement.

La taille des héliostats est déterminée par leur rigidité et leur résistance au vent. Compte tenu du coût actuel des héliostats (influencé par le fait que chaque héliostat nécessite son propre système de suivi), aux États-Unis, les systèmes privilégient les grands héliostats. La répartition des coûts peut varier selon les pays. Si seuls les grands récepteurs centraux sont susceptibles d'être rentables aux États-Unis, certains pays en développement avancés pourraient tirer profit de la technologie Solar One, plus compacte.

Les lentilles circulaires, qu'elles soient standard ou de Fresnel, sont généralement de taille limitée, à l'instar des paraboles. Leur taille est également limitée par les capacités de fabrication actuelles. On trouve des lentilles en verre de petite taille pour appareils photo et projecteurs, ainsi que des lentilles en plastique de plus grande taille. Cependant, une lentille de 7 mètres de diamètre (une taille comparable à celle de la parabole de Shenandoah) est loin d'être courante, que ce soit en verre ou en plastique. De grande taille, une lentille en verre serait très lourde ; une lentille en plastique, probablement de type Fresnel, serait vraisemblablement la seule option pratique, si elle est disponible. Les lentilles de Fresnel linéaires pourraient présenter l'avantage d'être fabriquables en différentes largeurs et longueurs.

Un nombre important de capteurs paraboliques à concentration ont été conçus, construits et testés, principalement grâce à des fonds privés. De nombreux modèles sont disponibles sur le marché. Ces capteurs diffèrent par leurs matériaux réfléchissants, leurs matériaux de structure, leurs concepts de récepteur, etc. La température maximale atteignable est d'environ 540 °C (1000 °F). Les conceptions varient en fonction de l'application à haute température prévue, car l'erreur de surface, l'erreur de poursuite et les pertes du récepteur prennent une importance considérable pour une conception à haute température.

Les capteurs cylindro-paraboliques ont été utilisés dans de nombreux projets de démonstration fédéraux pour fournir de la chaleur de procédé à des applications industrielles et alimenter en vapeur certains petits moteurs (par exemple, des pompes d'irrigation). Tous les modèles ont connu des problèmes initiaux, généralement liés aux matériaux et aux composants non solaires. Après réparation ou modification, leur fonctionnement est devenu fiable et performant. De nombreux projets financés par le gouvernement fédéral ont été abandonnés à leur terme et rarement relancés faute d'intérêt soutenu de la part des utilisateurs. L'Association des industries de l'énergie solaire (SEIA), basée à Washington, D.C., constitue une excellente source d'information sur les fabricants privés de capteurs cylindro-paraboliques.

Les auges peuvent être intéressantes en raison de leur relative simplicité. Leur courbure de surface étant unique, contrairement aux coupelles qui présentent une courbure composée, les auges sont plus faciles à fabriquer. Un film plastique réfléchissant adhésif peut être facilement appliqué sur le substrat incurvé. Un simple tuyau ou tube peut servir de récepteur, bien que diverses techniques simples, comme l'encapsulation sous vide en verre autour du tube récepteur, permettent d'améliorer les performances. Le suivi mono-axe est moins complexe que le suivi bi-axe.

Le rayonnement solaire concentré doit être converti en une forme d'énergie utile, généralement de la chaleur. Si nécessaire, cette chaleur peut être convertie en électricité à l'aide d'un moteur et d'un générateur. Le récepteur doit être conçu pour minimiser les pertes de chaleur. Ces pertes se produisent par rayonnement vers un objet plus froid ; par convection, due au réchauffement de l'air au contact de la surface chaude du récepteur ; et par conduction des parties chaudes du récepteur vers les parties plus froides, les éléments de structure et l'isolation. La rétention de chaleur par le récepteur est améliorée par l'application d'un revêtement sélectif qui absorbe la quasi-totalité du rayonnement concentré tout en réémettant très peu d'énergie. De plus, l'énergie totale rayonnée étant directement proportionnelle à la surface rayonnante, cette dernière doit être réduite au minimum. La convection peut être limitée en empêchant la formation de courants d'air qui évacuent l'air chauffé par le récepteur et l'alimentent en air froid, favorisant ainsi les pertes de chaleur. Une fenêtre transparente (en verre ou en plastique selon la température) permet de réduire ces courants d'air.

La fenêtre engendre d'autres pertes et gains de chaleur. Une partie de l'énergie est réfléchie par ses faces avant et arrière et n'atteint jamais le récepteur. Une autre partie est absorbée par la fenêtre et n'atteint donc pas le récepteur. La surface intérieure de la fenêtre peut être revêtue d'un miroir thermique, comme de l'oxyde d'étain, qui réduit les pertes par rayonnement en réfléchissant l'énergie émise vers le récepteur. Le dépolissage de la surface extérieure d'une fenêtre en verre réduit la réflexion.

L'isolation permet de réduire les pertes par convection et par rayonnement des parties du récepteur situées hors du trajet du rayonnement incident. Les pertes par conduction sont réduites en diminuant la section des structures en contact direct avec le récepteur et en utilisant, dans la mesure du possible, des matériaux peu conducteurs de chaleur pour ces structures. La création d'un vide entre la fenêtre et le récepteur contribue également à réduire ces pertes.

La figure 25 illustre la réflectivité de plusieurs systèmes de miroirs. Remarque

Non seulement les différences de réflectivité, mais aussi le fait que, pour certains matériaux, l'énergie réfléchie se concentre dans un petit angle solide* (Figure 26). Ces matériaux permettent une surface cible réduite pour

La réception des rayons réfléchis est cruciale. Si un angle solide plus important est nécessaire pour englober la réflexion, un compromis doit être trouvé entre la taille de la cible et la perte de rayons réfléchis. L'énergie non réfléchie est convertie en chaleur à la surface réfléchissante. Un refroidissement efficace peut alors s'avérer nécessaire pour atténuer, voire éliminer, les contraintes thermiques.

Le coût du concentrateur ne représente qu'une partie du coût total d'un système. Le coût de la quantité de chaleur fournie à la température requise est la méthode privilégiée pour déterminer ce coût. Pour un système donné, le coût par million de kilowattheures (kWh) (par million de Btu) diminue généralement à mesure que la quantité totale de kWh (Btu) fournie augmente, c'est-à-dire à mesure que la taille du système augmente. De même, le coût par million de kWh (par million de Btu) est généralement plus faible à basse température qu'à haute température. En règle générale, plus la concentration et la complexité sont élevées, plus le coût est important.

(*) Si vous avez un angle, dont un côté est vertical et l'autre côté non vertical, et que ce côté est tourné autour de la verticale (en conservant le même angle), l'angle créé est appelé l'angle solide.

Le coût est souvent représenté par le prix d'achat, mais pas toujours. Les vendeurs peuvent baisser leurs prix de vente pour pénétrer un marché, accroître leurs parts de marché, anticiper les futures économies d'échelle et les baisses de coûts de production, et limiter ou exclure la concurrence. Les vendeurs en situation de monopole ou bénéficiant d'une position privilégiée peuvent pratiquer des prix supérieurs à la normale. Les vendeurs confrontés à des risques et des responsabilités inconnus ou indéterminés liés au produit tenteront de transférer ce risque à l'acheteur, notamment par des prix plus élevés.

Aux États-Unis, la rentabilité de nombreux systèmes d'énergie solaire est due aux politiques fiscales fédérales et étatiques visant à soutenir ce secteur. Ces systèmes coûtent deux à cinq fois plus cher que les systèmes énergétiques concurrents. Cependant, dans de nombreux pays en développement, le coût de l'énergie est plusieurs fois supérieur à celui des États-Unis ; par conséquent, les systèmes solaires peuvent s'avérer rentables dans ces pays.

Aux États-Unis, le coût d'un système solaire thermique utilisant une technologie relativement récente et intégrant les coûts de recherche et développement se situe entre 10 et 30 dollars par watt. L'expérience de centrale solaire à concentration menée en Californie (Solar One) a coûté environ 15 dollars par watt ; une centrale de 100 mégawatts, tirant parti des enseignements de Solar One et des économies d'échelle liées à une multiplication par dix de sa taille, devrait coûter environ 4 dollars par watt. Les héliostats représentaient environ un tiers du coût total de Solar One et devraient représenter environ la moitié du coût de la centrale de grande capacité. (Une centrale électrique au charbon coûte environ 1 à 1,40 dollar par watt de puissance installée.)

Les études sur les technologies d'antennes paraboliques indiquent des coûts pouvant atteindre 50 $ par watt pour le système, le coût des antennes représentant un tiers à la moitié du coût total. La technologie des antennes paraboliques est encore loin d'avoir acquis suffisamment d'expérience avec les héliostats. Les capteurs cylindro-paraboliques coûtent actuellement environ 538 $ par mètre carré (50 $ par pied carré), un prix qui pourrait baisser à environ 270 $ par mètre carré (25 $ par pied carré) avec un marché plus large. Là encore, ces coûts ne représentent qu'un tiers à la moitié du coût total du système.

Les pays en développement pourraient être intéressés par les collecteurs utilisant du plastique transparent de forme cylindrique, avec le film réflecteur partiellement situé dans l'arc inférieur et un tube noir au foyer. Ce type de collecteur semble peu coûteux. Aux États-Unis, certaines versions utilisant un tube en verre sous vide avec un tube intérieur en cuivre noirci, de type « à passage unique » (tube droit) ou à baïonnette, sont disponibles dans le commerce (figures 27, 28 et 29).

Le bol hémisphérique a été testé à Crosbyton, au Texas, par le département de l'Énergie des États-Unis. L'unité, d'un diamètre de 20 mètres, a produit de la vapeur à haute température et haute pression, adaptée aux turbines à vapeur modernes. La courbure composée est complexe à réaliser, tout comme le suivi biaxial requis pour le récepteur. Cependant, un récepteur à suivi est plus simple qu'un concentrateur à suivi. Ce dernier pourrait être plus approprié pour des dimensions réduites et une concentration (température) plus faible. La réduction de la concentration abaissera la température, ce qui élargira le choix des matériaux utilisables pour le récepteur et pourrait simplifier la fabrication de la sphère.

Pour comparer les technologies solaires thermiques, les coûts doivent être ramenés à des bases communes, telles que le coût par watt électrique ou par kWh (Btu). Ces bases doivent distinguer la capacité moyenne de la capacité de pointe ; prendre en compte la capacité de stockage intégrée ; la température, si la chaleur est le produit final recherché ; et l’énergie annuelle produite. D’autres technologies ont leurs propres bases ; le photovoltaïque utilise le coût par watt-crête et le coût d’installation par kilowattheure produit annuellement. L’électricité issue de l’énergie éolienne, ainsi que celle produite par d’autres technologies solaires photovoltaïques, peut avoir une valeur différente pour l’utilisateur selon le moment de sa production. Ces éléments doivent être intégrés à toute méthodologie d’évaluation visant à sélectionner les systèmes les plus rentables.

Les capteurs plans simples sont les capteurs solaires les plus répandus et les plus économiques. Ils sont principalement utilisés pour la production d'eau chaude sanitaire dans les secteurs domestique et commercial (hôpitaux, restaurants, etc.), mais peuvent également servir dans les systèmes de préchauffage pour des applications à plus haute température. Ils peuvent atteindre une température d'environ 38 °C (100 °F) supérieure à la température ambiante en captant le rayonnement solaire, en le convertissant en chaleur et en minimisant les pertes de chaleur indésirables.

Les capteurs plans (généralement sans suivi solaire) sont les plus simples à fabriquer. Des capteurs simples, fonctionnels et sans sophistication peuvent être facilement construits avec des outils courants. Il convient d'optimiser la captation solaire et de limiter les pertes thermiques. L'utilisation judicieuse de matériaux locaux, dans la mesure du possible, permet de réduire les coûts. Bien que les absorbeurs sélectifs améliorent les performances et permettent d'atteindre des températures plus élevées, presque n'importe quelle surface noire convient. Certains capteurs plans simples et économiques peuvent être plus performants que les concentrateurs pour des températures inférieures à 93 °C (200 °F), notamment dans les pays en développement. Les performances supérieures attendues des capteurs plans (sans concentration) par rapport aux capteurs à concentration, pour une même température, n'ont pas été vérifiées en pratique. Ces prévisions reposaient sur l'utilisation du rayonnement direct et diffus par les capteurs plans, et uniquement du rayonnement direct par les concentrateurs.

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5285 Port Royal Road
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Association des industries de l'énergie solaire
1717 Massachusetts Avenue NW
Washington, DC 20036 États-Unis

Institut de recherche sur l'énergie solaire
, 1617 Cole Boulevard
, Golden, Colorado 80401, États-Unis

Département de l'Énergie des États-Unis,
Bureau des systèmes thermiques,
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Washington, DC 20585, États-Unis

• Rendements des composants du système solaire Crosbyton Bowl
  

Conférence sur l'ingénierie de la conversion d'énergie, 1990. IECEC-90. Actes de la 25e conférence intersociétés.
Date de publication : 12-17 août 1990.
Volume : 5, pages : 185-195.
ISBN : 0-8169-0490-1