Combiner l'énergie solaire avec le stockage thermique pour éviter le gaspillage d'énergie

L'Australie est réputée pour son climat chaud et ensoleillé, et certaines parties du pays connaissent une moyenne de 10 heures de soleil par jour – contre quatre heures modestes pour ceux d’entre nous au Royaume-Uni. Il n’est donc peut-être pas surprenant qu’en 2021, l’énergie solaire soit la plus grande source d’énergie renouvelable d’Australie. Cependant, cela n'a encore constitué que 12 % de la production totale d'énergie du pays (les énergies renouvelables dans leur ensemble représentaient 29 %).

Alors, comment pouvons-nous augmenter la proportion d’électricité produite par des cellules solaires ? S’agit-il simplement de réduire le coût des panneaux photovoltaïques et d’augmenter leur disponibilité ? Malheureusement non, la réalité est plus nuancée.

Les parcs solaires sont plus productifs dans les régions où le soleil tape fort jour après jour, comme en Australie et dans le sud-ouest des États-Unis. Mais dans de tels endroits, il y a tellement d’énergie générée en milieu de journée que, parfois, il y en a trop. Les propriétaires de parcs solaires doivent alors payer le réseau électrique pour évacuer l’énergie supplémentaire. Et si le réseau ne le veut pas, les exploitations sont obligées de réduire leur production, voire d'arrêter complètement leur production.

Pour remédier à cette situation exaspérante, de nouveaux systèmes hybrides d’énergies renouvelables commencent à apparaître dans ces endroits, combinant la production d’électricité avec une certaine forme de stockage d’énergie, de sorte que le réseau ne reçoive de l’électricité que lorsqu’il en a besoin. Cependant, bien qu’il existe différentes options de stockage, elles présentent chacune des limites. Les batteries lithium-ion, par exemple, coûtent environ cinq fois plus cher que les panneaux solaires et leurs performances se dégradent avec le temps. Dans les projets hydroélectriques, l’excédent d’électricité serait utilisé pour pomper l’eau vers des terres plus élevées, convertissant ainsi l’énergie électrique des cellules solaires en énergie potentielle qui pourrait être reconvertie en cas de besoin. Mais cette installation nécessite des emplacements vallonnés, incompatibles pour les fermes solaires car sujets aux nuages ​​et à la pluie. Il est également prohibitif de construire une centrale solaire dans une zone aride et de la connecter à un système hydroélectrique via des lignes de transmission électrique.

Une alternative à cette énigme est une technologie en attente de brevet développée par la société australienne. RayGen. En associant des cellules solaires à un stockage thermique à base d'eau, cette société basée à Melbourne propose ce qu'elle prétend être un système compétitif qui répond aux besoins des opérateurs de réseau.

Pas seulement l’énergie solaire

Le système de RayGen se compose de plusieurs étapes et technologies (figure 1). Tout d’abord, une série de miroirs concentre la lumière du soleil sur un ensemble de cellules solaires situées au sommet d’une tour réceptrice. Ces cellules convertissent les rayons en électricité, qui est injectée dans le réseau, comme dans une ferme solaire conventionnelle. Bien que la lumière focalisée fasse augmenter la température des cellules, un flux d’eau de refroidissement les empêche de surchauffer et de devenir inefficaces. La chaleur contenue dans le circuit de refroidissement est transférée via un échangeur de chaleur à un système secondaire qui s'écoule dans un réservoir d'eau souterrain isolé thermiquement à une température de 90 °C.

Lorsque le réseau a besoin d'électricité supplémentaire, ce réservoir thermique, associé à un réservoir d'eau froide, entraîne un moteur à cycle organique de Rankine (ORC), dans lequel l'eau chaude évapore l'ammoniac qui fait tourner une turbine pour produire de l'électricité. L'ammoniac est ensuite refroidi et recondensé par l'eau froide pour recommencer le cycle. Les jours où il y a une quantité excessive d’énergie solaire, cette électricité peut renforcer la capacité de stockage d’énergie de la section thermique du système.

RayGen affirme que le coût de ce système est réduit car il s'appuie sur diverses technologies renouvelables établies – du stockage d'énergie thermique dans les fosses aux turbines photovoltaïques et à base d'ammoniac – et peut ainsi être compétitif sur le marché. « En ce qui concerne l'énergie solaire, notre coût est comparable à celui du photovoltaïque à grande échelle, sur la base d'un dollar par watt », déclare Kira Rundel, directeur commercial de RayGen. « Du côté du stockage, c'est similaire à l'hydroélectricité pompée. Et en termes de coût de stockage de l’énergie, puisque nous utilisons uniquement de l’eau, c’est similaire à l’énergie hydroélectrique.

Test technologique

RayGen a presque fini de mettre en service son première centrale électrique, situé à environ six heures de route de Melbourne, près d'un endroit appelé Carwarp. Tant de parcs solaires ont été installés dans cette zone que par une journée ensoleillée, il peut y avoir une offre excédentaire sur le réseau, ce qui donne à RayGen l'occasion de montrer ses références. Sur ce site, l'entreprise a construit quatre de ses systèmes de 1 MW, côte à côte. En plus de produire jusqu'à 4 MW d'électricité à partir des cellules solaires, cette installation dispose d'une capacité de stockage de 50 MWh et peut fournir 3 MW au réseau pendant 17 heures via les turbines ORC.

Chaque système de 1 MW comporte un champ de près de 300 miroirs « intelligents », disposés autour d’un récepteur photovoltaïque monté sur une tour. Les miroirs sont capables de suivre la position du Soleil tout au long de la journée, en dirigeant la lumière vers la tour de l'aube au crépuscule et en focalisant les rayons d'un facteur 750. En plus de réduire le nombre de cellules photovoltaïques nécessaires, et donc le coût, l'amplification de l'intensité de la lumière solaire sur le récepteur offre également une augmentation précieuse de l'efficacité.

Le récepteur lui-même a un 4.41 m² zone active comprenant 441 modules solaires, mesurant chacun 10 × 10 cm et dotés de la classe la plus efficace de cellules solaires disponibles dans le commerce. Largement utilisées pour alimenter les satellites – une application où le rendement élevé et la robustesse aux rayonnements sont très appréciés – ces cellules particulières sont constituées de plusieurs matériaux semi-conducteurs, comme le germanium, l'arséniure de gallium et le phosphure de gallium-indium ont donc plusieurs jonctions p – n. Comme chaque jonction a un profil d'absorption différent, les cellules peuvent capter la majeure partie du spectre complet du Soleil, qui s'étend de l'ultraviolet à l'infrarouge, en captant deux fois plus de lumière solaire que le silicium traditionnel et en la convertissant efficacement en électricité.

Avec la configuration de RayGen, l'efficacité des cellules pour la production d'électricité est d'environ 38 %, tandis que pour les modules, elle est d'un peu plus de 35 %, et l'efficacité du récepteur est nominalement de 32 % (le chiffre exact dépend des conditions de fonctionnement). En comparaison, les cellules fabriquées à partir de silicium traditionnel auraient un rendement de module d'environ 18 à 20 %. Même si de telles cellules en silicium permettraient d'économiser de l'argent, ce serait une fausse économie selon le directeur de la recherche de RayGen : John Lasich. Il fait valoir que ce gain de coût initial serait éclipsé par une réduction substantielle de la production d’électricité et par un rapport production d’électricité/chaleur inférieur.

Le rôle de l'eau

RayGen affirme également que sa technologie répond à une faiblesse majeure de tous les systèmes photovoltaïques traditionnels. Même ceux qui utilisent les meilleurs appareils gaspillent une grande partie de l’énergie incidente du Soleil sous forme de chaleur, ce qui augmente également la température de la cellule et nuit à son efficacité. Dans le système RayGen, cependant, cet excès de chaleur est utilisé.

Dans chaque récepteur, l'eau est utilisée pour refroidir le photovoltaïque. Elle est pompée vers le haut de la tour, via l'arrière des modules et redescend vers la base, où un échangeur de chaleur transfère l'énergie thermique à un système secondaire. L’eau refroidie du circuit initial peut ensuite être pompée vers la tour pour être réutilisée.

Le système secondaire s'écoule vers le réservoir chaud, qui à Carwarp est un réservoir de 17,000 XNUMX m³ fosse contenant de l'eau à 90 °C. La fosse est recouverte d'un polymère, isolée et scellée, ce qui signifie que – grâce également au très faible rapport surface/volume – très peu d'énergie est perdue. "Si vous le considérez comme une batterie, l'autodécharge est inférieure à une fraction de pour cent sur plusieurs semaines", explique Lasich.

Lorsque le réseau a besoin d'énergie et que le soleil ne brille pas, la chaleur de cette fosse entraîne une turbine ORC. L'ammoniac étant le fluide de travail de ce système en boucle fermée, il doit être refroidi et recondensé après son passage dans la turbine, ce qui s'effectue avec un second 17,000 XNUMX m³ fosse, maintenue à une température plus basse. Dans les endroits chauds et ensoleillés, comme la périphérie de Carwarp, cette fosse chaufferait jusqu'à 40 °C ou plus si elle n'était pas refroidie manuellement. Comme ce n'est que 50 °C de moins que la fosse la plus chaude, l'efficacité de la production d'électricité à partir de la turbine ORC ne dépasserait pas environ 5 %. Ainsi, pour augmenter ce chiffre à 12-15 %, RayGen refroidit la fosse d'eau froide jusqu'à un point proche du point de congélation à l'aide d'un refroidisseur industriel, créant ainsi une différence de température d'environ 90 °C entre les deux immenses plans d'eau. «Cela équivaut à une installation hydroélectrique avec deux barrages d'une hauteur de chute de 1000 XNUMX m», explique Lasich.

Bien qu'un rendement de 12 à 15 % pour la production d'énergie à partir de la turbine ne soit pas si élevé, aucune électricité n'est consommée pour chauffer l'eau à 90 °C. L'électricité n'est utilisée que pour refroidir la fosse froide, et pour chaque MWh utilisé à cette fin, 1 à 0.7 MWh sont récupérés lors du fonctionnement de la turbine. Le refroidissement de la deuxième fosse permet au système de stockage d'énergie de RayGen de se comporter comme une batterie géante, selon Lasich. Lorsque le réseau dispose de suffisamment d'énergie, tout excédent peut être utilisé pour faire fonctionner le refroidisseur, qui peut également être alimenté par l'électricité des cellules solaires multi-jonctions de RayGen.

Des temps ensoleillés à venir ?

"Le système RayGen est une exploitation intéressante de la technologie photovoltaïque à concentration (CPV), et l'élément de stockage utilisant l'eau provenant du refroidissement des cellules est un excellent ajout à la production d'électricité à elle seule", déclare Geoff Duggan, directeur technique chez Fullsun Photovoltaics Limited. au Royaume-Uni, avant d'être mise en liquidation et dissoute en 2022. Il n'est cependant pas convaincu que cette nouvelle approche révisera l'intérêt pour les systèmes CPV. « Cela a toujours été entravé par les coûts et l’incapacité d’atteindre des capacités où les coûts seraient considérablement réduits. »

RayGen est évidemment plus optimiste quant à la technologie et affirme également que les clients commandant un système RayGen pourront générer des revenus à partir d'un certain nombre de sources de revenus différentes. En plus d'être payé pour l'exportation d'électricité, d'autres paiements proviennent du simple fait de pouvoir fournir au réseau une capacité supplémentaire, même si celle-ci n'est pas utilisée. Et en plus de cela, il existe une opportunité de revenus sur le marché des services auxiliaires de fréquence, car le système combiné solaire et thermique peut répondre en quelques secondes aux demandes du réseau. Rundel estime qu'un système RayGen « permet de réaliser des projets commerciaux rentables et attrayants, en collaboration avec nos partenaires stratégiques ».

En plus de signer le projet de 4 MW près de Carwarp, RayGen met en place une ligne de production pour fabriquer ses modules. Elle espère que le nombre total de modules produits chaque année pourra générer 170 MW d’électricité. À mesure que le nombre de projets en cours continue de croître, cette ligne sera élargie à plus grande échelle.

Les projets plus importants nécessiteront également des systèmes plus grands. Par exemple, les fosses destinées aux projets futurs plus importants seront agrandies en fonction de l'augmentation de la capacité de l'ORC, afin de continuer à fournir un stockage de 12 à 24 heures. RayGen s'attend à ce que les fosses à cette échelle aient un volume de 150,000 250,000 à XNUMX XNUMX m³, en fonction de la durée de stockage requise pour un projet donné. Un partenaire, Énergie photonique, a déjà obtenu un terrain en Australie-Méridionale pour une installation qui combinera 300 MW d'énergie solaire avec une capacité de stockage de 3.6 GWh capable de fournir jusqu'à 150 MW.

Alors que les premiers projets se déroulent en Australie, les ambitions de RayGen s'étendent à l'étranger. Le climat idyllique dont un système RayGen a besoin n'est pas partout dans le monde, mais il existe des opportunités partout dans le monde avec beaucoup de soleil, un besoin en électricité et un réseau qui bénéficierait d'un système d'approvisionnement et de stockage flexible et rapide.

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• La source: https://physicsworld.com/a/combining-solar-power-with-thermal-storage-to-avoid-wasting-energy/