Un nouveau circuit d'eau d'alimentation double pour une centrale solaire à cuve parabolique

Nov 01, 2023

Rapports scientifiques volume 13, Numéro d'article : 7471 (2023) Citer cet article

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Le modèle dynamique validé d'une centrale électrique à cuve parabolique (PTPP) est amélioré par la combinaison d'un nouveau circuit d'eau alimentaire (circuit eau alimentaire/HTF) et d'un circuit d'eau alimentaire de référence (circuit eau alimentaire/vapeur) ainsi que le développement du modèle de turbine à vapeur. Une telle conception représente le premier effort de recherche pour utiliser un double circuit d'eau d'alimentation à l'intérieur du PTPP pour augmenter la puissance de sortie à la lumière du jour de 50 à 68 MWel et augmenter les heures de fonctionnement de nuit à moindre coût. L'augmentation des heures de fonctionnement de nuit à une puissance (48 MWel) comme dans le PTPP de référence a pour but de s'affranchir du système de secours fossile et de ne compter que sur l'énergie solaire absorbée et l'énergie stockée dans le sel fondu. Pendant les heures de clarté, le circuit d'eau d'alimentation est exploité en utilisant Feedwater/HTF. En période transitoire, le circuit eau alimentaire/HTF sera progressivement fermé en raison d'une diminution du rayonnement solaire. De plus, le reste du débit massique nominal d'eau d'alimentation (49 kg/s) est progressivement renouvelé à partir du circuit eau d'alimentation/vapeur. Après le coucher du soleil, la totalité de l'eau d'alimentation est chauffée grâce à la vapeur extraite de la turbine. L'objectif de cette amélioration est d'augmenter le nombre d'heures de fonctionnement nocturne en réduisant la charge nominale de 61,93 à 48 MWel en raison d'une faible demande d'énergie pendant les heures du soir. Ainsi, une étude de comparaison entre le modèle de référence et cette optimisation (optimisation 2) est menée pour les jours clairs (26-27/juin et 13-14/juillet 2010) afin de comprendre l'influence du double circuit d'eau alimentaire. La comparaison indique que les heures de fonctionnement du bloc de puissance (PB) seront évidemment augmentées. De plus, cette amélioration se réduit en fonction du système à énergie fossile la nuit. Comme dernière étape, une analyse économique a été effectuée sur les coûts du PTPP référencé et optimisé en fonction du coût énergétique actualisé (LEC). Les résultats montrent que le coût énergétique spécifique d'un PTPP avec 7,5 h de capacité de stockage est abaissé d'environ 14,5 % en augmentant la puissance du PTPP de 50 à 68 MWel.

L'utilisation de l'énergie solaire concentrée (CSP) pour produire de l'électricité est une étape clé dans la direction d'une croissance écologiquement durable et offre une alternative hautement préférable contre la dégradation atmosphérique1, 2. Les technologies CSP pour atteindre des températures élevées sont utilisées. Les installations CSP se concentrent sur l'irradiance solaire directe sur des zones étroites, permettant d'atteindre des températures élevées. Dans les technologies CSP, une cuve parabolique (PT) peut être considérée comme une technologie perfectionnée dans les centrales CSP, qui a également démontré sa viabilité économique3,4,5,6,7,8,9,10,11,12,13,14,15,16,17. Par exemple, les PTPP sont capables d'atteindre des températures proches de 395 °C18. Ces centrales électriques disposent d'un système de stockage thermique (TSS) pour la production d'électricité continue pendant des heures en l'absence de lumière solaire6.

Pour compléter des investigations plus expérimentales, la modélisation par simulation de PTPP prend en charge la compréhension du fonctionnement du système, de ses potentiels et de ses contraintes. Les améliorations et les reconfigurations des systèmes électriques commencent généralement par la modélisation en régime permanent des processus. Contrairement à cela, l'utilisation de la modélisation dynamique permet aux utilisateurs et aux ingénieurs de développer de meilleures stratégies de fonctionnement et des suggestions de contrôle de processus17, 19. Jusqu'à présent, divers types d'expérimentation pour la modélisation et la simulation de PTPP ont été réalisés. La validité du modèle de réussite et la mise à l'essai de diverses approches opérationnelles constituaient les principaux objectifs de ces efforts. Dans ce qui suit, une vaste enquête sur les études de modélisation dynamique liées au PTPP est passée en revue.

Yuanjing et al. 1 a suggéré d'améliorer la centrale solaire thermique à aqueduc parabolique de 30 MW. Ils ont spécifié un modèle pour l'ensemble des performances de l'usine. Un programme commercial Ebsilon pour construire les modèles de simulation de l'usine (SEGS VI) a été calculé. En outre, une analyse des performances des usines de twain dans une conception et des conditions de fonctionnement spécifiques a été réalisée. En outre, ils ont évalué tous les facteurs de mise en œuvre du SEGS VI avec un système amélioré. Les résultats révèlent que l'efficacité du champ solaire augmente d'environ 0,52 % et que la performance totale des centrales augmente d'environ 0,22 % aux atmosphères de fonctionnement. En même temps, le nombre de collecteurs de l'aspect solaire augmente, ce qui offre une grande chance d'application. Liu et al.20 ont développé un régulateur prédictif modal pour fusionner la véritable charge de puissance avec des informations pour les données climatiques prédictives, afin de réduire la consommation cumulée de charbon sur une journée distincte et une durée particulière. De plus, ils ont mené une simulation pendant dix jours successifs pour voir les avantages et les procédures de fonctionnement du modèle de régulateur prédictif. Une comparaison entre le régulateur traditionnel et les prévisions de charge a été effectuée, une simulation d'un jour particulier montre que la réduction de la consommation de charbon à l'aide d'une méthode de régulateur prédictif a été augmentée d'environ (21,3 tonnes) 13,6 %, contre 20,3 % dans la simulation de dix jours successifs. Il a été conclu que la mise en œuvre du capteur solaire, ainsi que de la cuve parabolique, de la méthode de production d'énergie au charbon a amélioré la compréhension des avantages et des restrictions de l'utilisation de la méthode d'un régulateur prédictif dans la procédure de fonctionnement. Le choix du refroidissement du condenseur a très probablement un impact sur la faisabilité technico-économique. À cet égard, un effort est fait pour évaluer la durée de vie de la capacité de réduction de la pollution en équivalent CO2 (LCCM) pour une capacité minimale (50 MW) de refroidissement sec et humide. Aseri et al.3 ont effectué cette recherche en Inde en utilisant deux régions (PTSC) ainsi que des installations CSP dépendantes du refroidissement à sec (6,0 h) d'énergie thermique stockée. Les résultats ont montré que le refroidissement sec peut économiser une grande quantité d'eau de 91,99% dans ces installations correspondant aux installations de refroidissement par voie humide. Wang et al.21 ont suggéré, fabriqué et expérimenté un récepteur solaire à canal parabolique unique avec un bouclier de rayonnement, selon l'approche d'une zone de flux thermique négatif, pour améliorer les performances de conversion solaire/thermique du collecteur de canal opérationnel après sa dégradation aux températures de fonctionnement maximales. Ils ont établi des schémas mathématiques de collecte de chaleur, ainsi qu'une évaluation économique. Les résultats de la simulation sont en bon accord avec les données pratiques. Les réalisations technico-économiques des centrales solaires établissant les récepteurs solaires présentés dans trois régions sous diverses capacités installées et capacités de stockage thermique ont été étudiées de manière exhaustive. Les résultats ont souligné que le récepteur solaire présenté possède une possibilité remarquable d'amélioration importante de la réalisation technico-économique du système d'énergie solaire. Où l'amélioration de la production électrique nette annuelle du système d'énergie solaire avec les récepteurs solaires présentés placés à Dunhuang est d'environ 9,77 %, et une diminution du coût actualisé de l'énergie est d'environ 8,67 %. Manesh et al.22 ont réalisé le développement d'une centrale électrique partagée dans la ville de Qom, qui a démarré sur la base d'un processus de dessalement à impacts multiples à l'énergie solaire. Compte tenu de cela, ils ont mené un examen (6E) de l'énergie, de l'exergie, de l'effort économique, de l'exergoenvironnement, de l'économie émergente et de l'émergoenvironnement. De plus, ils ont utilisé un algorithme génétique multi-objectifs (MOGA) pour affiner le cycle proposé basé sur l'analyse (6 E). Les résultats ont montré que la performance exégétique de la plante suggérée s'améliorait de 3,22 %. De plus, suite à l'optimisation et aux meilleurs états de fonctionnement, les prix de la production d'énergie, les effets environnementaux de la production d'électricité, les prix de la production d'eau douce, les effets environnementaux de la production d'eau douce et l'énergie du système proposé ont diminué d'environ 6,27 %, 24,51 %, 36,51 %, 26,13 % et 1,87 %, respectivement. Linrui et al.4 ont créé un modèle de centrale électrique à cuve parabolique et ont étudié sa stratégie d'exploitation. Il y a un champ solaire ainsi qu'un bloc d'alimentation simplifié. Ils ont démontré que la technique adoptée améliorait la production d'énergie électrique de 3,4 % par rapport à la stratégie d'origine. Wei et al.23 ont développé un nouveau modèle d'analyse dynamique pour les locomotives à échangeur de chaleur. En outre, un modèle analytique simple d'un CSP à auge parabolique combiné comprenant une partie PTS, un sous-système d'énergie-masse et de stockage d'énergie thermique est suggéré pour la première fois. La validation entre les données de la plate-forme actuelle et les données calculées par l'installation Andasol II a eu lieu pour démontrer l'exactitude du modèle intégré. Chaque résultat de validation d'un cas stable et de quelques scénarios dynamiques montre que le modèle présenté peut décrire les principales opérations du système avec une précision et des performances de calcul acceptables. Compte tenu des avantages de la fiabilité et de la clarté, le modèle intégré peut être utilisé pour développer et évaluer les contrôles du système pour les installations CSP. Les systèmes ASI fournissent des données DNI pour l'ensemble de l'usine à une résolution de (20 × 20 m2), tandis que le système de caméra fantôme fournit des données DNI à une résolution de (5 × 5 m2). Les deux méthodes suivent les mouvements des nuages ​​et, par conséquent, fournissent des prévisions à court terme allant jusqu'à 30 minutes. Ces prévisions sont utilisées pour des méthodes de régulation sophistiquées dans le domaine solaire, augmentant potentiellement jusqu'à 2 % le rendement global de la centrale24. Liu et al.9 ont présenté un système SAPG qui préchauffe l'eau d'alimentation à l'aide d'un bac parabolique et chauffe la vapeur avec une tour solaire. Les performances du système sous trois charges distinctes (100 %, 75 % et 50 %), ainsi que les performances horaires normales pendant quatre jours types, ont été examinées. Il peut en résulter une augmentation de plus de (10%) de l'exergie solaire supplémentaire. Arslan et al.25 ont étudié la région solaire inférieure dans la boucle de Rankine. ils ont évalué plusieurs paramètres tels que le R600a, le toluène et le cyclopentane. En outre, ils ont conçu une centrale comprenant un domaine solaire, une sous-centrale de stockage d'énergie thermique et un bloc d'énergie pour une période de fonctionnement de 24 heures sans source d'alimentation externe. Il a constaté que les boucles traditionnelles avaient une meilleure conception avec un rapport net de 0,0009012 milliards de dollars américains et ils ont déterminé la meilleure température et pression de l'entrée de la turbine à 380 ° C et 3,25 bar, respectivement. Le creux parabolique basé sur une centrale solaire dépend de la réduction de son coût actualisé de l'électricité, en raison de la recirculation directe du sel fondu. Cette étude met l'accent sur les changements et les préoccupations qui sont pertinents pour le remplacement des huiles thermiques par des sels fondus tels que le coefficient de transmission de chaleur, la baisse de pression, les solutions de résistance au gel, la conception du bloc énergétique et le prix. Les résultats ont démontré que les baisses de pression dans le domaine solaire sont des sels fondus plus courts plutôt que de l'huile thermique en raison des plages de fonctionnement à température élevée12. Rao et al.26 ont créé un prototype thermodynamique unique pour reproduire les comportements de réaction des techniques de base et de régénération des techniques CSP à base de CO2-TRC en présence de diverses perturbations du brouillard. Les résultats démontrent que lorsque les performances du système sont examinées, l'épaisseur des nuages ​​a le plus d'influence sur la gamme de capacités, tandis que la longueur du ciel couvert a la plus grande influence sur le temps de récupération. Lors de la même formation de brouillard, le processus de récupération du système régénératif peut être trois fois supérieur à celui du système simple. Soumis à la même période de couverture nuageuse, le système simple a atteint un état stable en moins de temps. De nombreuses similitudes existent entre LFC et PTC en termes de leur éventuelle intégration dans une technique de profilage ICST basée sur AT. Les deux méthodes sont évolutives à différentes tailles sans impact d'échelle perceptible en termes de coût et de substances. L'évolutivité est généralement obtenue dans les deux cas en ajustant la région d'ouverture ainsi que la distance du récepteur droit27. Le fonctionnement du système de génération solaire parabolique a été modélisé et amélioré par Wang28 dans des conditions nuageuses. La différence entre les performances exergétiques de l'énergie consommée et du stockage thermique et des systèmes d'alimentation thermique a été informée par des circonstances brumeuses. Les données du modèle par rapport aux données d'essai bien connues ont été validées. Le comportement combiné énergie-exergie-contrôle (CEEC) a été utilisé dans cette étude pour examiner le problème de développement d'un système thermodynamique efficace avec des caractéristiques de régulation adéquates. À cette fin, une étude énergétique et exergétique du cycle soumis a été réalisée, suivie d'une modélisation précise des collecteurs paraboliques (PTC). Ils ont illustré les équations de contrôle déterminantes et calculé en conséquence la période de réaction du système de régulation. La stratégie optimale CEEC est fournie en utilisant une optimisation multi-cibles pour optimiser les performances énergétiques/exergétiques tout en réduisant le temps de stabilisation du cycle suggéré. Les résultats ont montré une progression de 36,06 % de la performance énergétique du cycle complet et un temps de stabilisation de 25,09 %. Alors que l'énergie, l'exergie et les temps de stabilisation ont montré respectivement 34,02, 28,25 et 17,63% de progrès dans l'opération d'objectif29. Pour compenser la perte finale, Reddy et Ananthsornaraj30 ont proposé un capteur solaire à auge parabolique (PTC) avec une longueur de tube absorbant allongée. La longueur du creux était de 4,6 m, la largeur du creux était de 5,7 m, la distance focale était de 1,7 m et l'angle de jante était de 80,3°. Cette technique compensatoire est efficace pour les collecteurs de grande taille puisque le pourcentage de dissipation thermique de la région non chauffée du récepteur était minime par rapport à l'efficacité globale de collecte de chaleur du système. El Kouche et Gallego31 ont développé les simulations numériques d'un PTC avec une température basée sur des caractéristiques physiques. Des expressions mathématiques ont été créées. Plusieurs corrélations connues et récentes pour les facteurs de transfert de chaleur ont été modélisées. En outre, plusieurs simulations numériques qui ont fourni des informations utiles sur les progrès et l'efficacité de l'usine PTC dans la zone choisie ont été réalisées. Moreno et al.32 ont suggéré d'utiliser des réseaux de neurones synthétiques pour estimer le meilleur débit fourni par une conception de régulateur afin de réduire considérablement la charge de calcul à 3 % du temps de calcul du MPC. Les réseaux de neurones ont été formés sur un ensemble de données de test d'un mois d'un champ collecteur contrôlé par MPC. L'utilisation d'un nombre variable de mesures comme intrants nets a été étudiée. Les résultats ont révélé que les régulateurs de réseaux neuronaux offrent à peu près la même puissance moyenne que les régulateurs MPC, avec des variances inférieures à 0,02 kW comme avec la plupart des réseaux neuronaux, des changements de sortie moins brusques et des violations mineures des contraintes. De plus, les réseaux de neurones suggérés fonctionnent efficacement même en utilisant de petits capteurs et estimations multiples, avec l'ensemble d'entrées de réseaux de neurones réduit à 10 points de pourcentage de la taille réelle. Dans cette compétition, des installations CSP plus récentes utilisent des sels fondus (MS) dans les capteurs solaires comme moyen de stockage de chaleur et, dans certaines circonstances, comme fluide caloporteur (HTF). Dans la mise en œuvre de CoMETHy, un reformeur à membrane chauffée au sel fondu associé à un pré-reformateur a été conçu et largement éprouvé au niveau industriel (jusqu'à 3 Nm3/h de production de perméat H2) dans un cycle de sel fondu33. Goyal et Reddy34 ont créé un modèle thermique numérique pour évaluer les performances du s-CO2 en tant que HTF dans un PTC solaire. Ils ont calculé l'entropie induite dans HTF par des variations de température finies et le frottement d'écoulement de fluide en utilisant des champs régionaux de température et de vitesse. De plus, ils ont utilisé une méthode d'analyse optique basée sur le traçage Monte Carlo Ray. Les résultats ont démontré la réduction au minimum de l'entropie créée dans le récepteur PTC au nombre de Reynolds parfait pour chacune des pressions de fonctionnement et des températures d'admission du HTF. Le nombre de Bejan calcule la contribution de l'entropie développée par l'irréversibilité du transfert de chaleur à l'entropie développée par le transfert de chaleur et l'irréversibilité de l'écoulement de fluide, où se situait entre (0,2 et 0,4) aux débits maximaux et près de 1,00 aux débits minimaux35. Selon la diffusion de température non homogène dans le cycle PTC, il existe une nouvelle approche pour impliquer en cascade plusieurs peintures absorbantes solaires choisies dans diverses divisions du cycle de stockage. Pour mettre en œuvre la technique envisagée, deux systèmes ont été envisagés : l'approche multi-divisions et l'approche idéale. Il a constaté que l'approche multi-divisions et idéale produit une efficacité plus élevée qu'une approche traditionnelle. De plus, sous la température de travail entre 290 et 550 °C, la perte de chaleur de l'approche multi-divisions a été réduite de 29 %, et les performances thermiques ont également été améliorées de 4 %35. Subramanya et al.36 ont étudié expérimentalement les performances du PTC, faisant fonctionner un tube récepteur rotatif à une vitesse de 0 à 4 tr/min, diverses températures internes et débits. Plusieurs paramètres sont examinés, tels que les performances thermiques, l'augmentation de température et les caractéristiques de frottement. Les résultats ont révélé que la caractéristique de frottement augmente rapidement, en plus d'augmenter les valeurs de différence de température en raison de l'utilisation du tube récepteur rotatif. La meilleure amélioration de la performance thermique causée par la baisse de la température intérieure et l'augmentation du débit était de 190,3 % par rapport au tube de réception fixe. Stutzle et al.37 ont modélisé un régulateur linéaire pour développer un SEGS VI PTPP de 30 MWe afin de fournir un algorithme de régulation pour se rapprocher du comportement d'un opérateur. La réponse du régulateur est évaluée sur une journée d'hiver et une journée d'été. L'effet du régulateur par rapport à la production totale du PTPP est également étudié. Une faible amélioration de la sortie PTPP totale conçue est obtenue par la régulation de la température de sortie du collecteur. Valenzuela et al.38. décrit un PTPP fonctionnant en mode à passage unique utilisant des régulateurs prédictifs et PI pendant les jours clairs et des variations à court terme du DNI. À cette fin, une configuration avec utilisation partielle de régulateurs conventionnels a été sélectionnée car les opérateurs PTPP ont l'expérience de l'utilisation de ce type de régulateur en ajustant les paramètres du régulateur en fonction de diverses situations affectant la dynamique PTPP et les performances du régulateur, telles que les changements de conception PTPP ou les modifications apportées au système au fil du temps. En régime permanent, les résultats indiquent qu'il est possible de conserver tous les points de consigne également pendant les transitoires à court terme de DNI. En cas de périodes prolongées de gradients DNI, il est difficile de maintenir la température de la vapeur. Camacho et al.39 ont passé en revue plusieurs technologies d'autocontrôle employées avant 2007 pour réguler la température de sortie du SF avec des collecteurs dispersés. Une catégorisation des concepts de modélisation et de régulation a été présentée pour illustrer les caractéristiques les plus importantes associées aux différentes approches. Felhoff et al.40 ont développé deux principaux types de modèles instationnaires basés sur la génération directe de vapeur (DSG) dans le PTPP. Tout d'abord, un modèle d'éléments finis discrétisés (DFEM) a été développé pour fournir une description plus détaillée des caractéristiques du PTPP et une explication du comportement du PTPP. De plus, un deuxième modèle à frontières mobiles (MBM) combinant des entrées groupées et des données dispersées peut être appliqué pour prédire le comportement du PTPP. Une comparaison des deux modèles avec les résultats réels est donnée, avec des variations pour différents paramètres du système. La réponse aux perturbations locales à l'intérieur de la voie d'évaporation n'est pas bien reproduite par le MBM. Cependant, le MBM offre des avantages de calcul significatifs si l'éclairement sur l'ensemble du SF est supposé être identique. DFEM est recommandé pour analyser les influences locales, dériver des fonctions de transfert ou fournir une compréhension plus approfondie des propriétés du système. Biencinto et al.41 ont mis en œuvre un modèle quasi-dynamique par le logiciel environnemental TRNSYS d'un PTPP de 38,5 MW avec DSG en utilisant les approches recommandées et ont comparé la puissance de sortie annuelle. Selon les résultats présentés dans cette analyse, il a été constaté que l'application d'une approche à pression glissante pour le contrôle de la pression de vapeur dans le PTPP avec DSG était plus bénéfique que l'approche à pression fixe concernant la production d'électricité nette. Biencinto et al.42 ont décrit une conception innovante pour un PTPP impliquant des collecteurs à large ouverture où le CO2 dans un état supercritique (sCO2) est choisi comme milieu de fonctionnement, et le sel fondu est utilisé comme fluide de stockage thermique. De plus, une construction modulaire du champ solaire est présentée, ce qui diminue le besoin de soufflantes et d'échangeurs de chaleur tout en minimisant la boucle hydraulique du sel fondu. Une comparaison des performances annuelles anticipées de la nouvelle approche est effectuée avec une performance PTPP de référence qui utilise de l'huile thermique comme HTF dans le SF. Deux modèles de simulation sont conçus dans l'environnement logiciel TRNSYS pour reproduire le comportement du nouveau PTPP et du PTPP de référence. Selon les résultats de ce travail, la nouvelle conception de PTPP a la capacité de fournir une amélioration des rendements annuels d'environ 0,5 % et de réduire les coûts d'énergie d'environ 6 % par rapport au PTPP de référence.

Pour améliorer les performances du PTPP, un simulateur dynamique peut être un outil performant pour analyser les paramètres des usines en termes d'entrées, de fonctionnement du procédé, de sorties gazeuses ou de rentabilité.

De nombreux programmes différents couramment disponibles ont été utilisés pour la modélisation PTPP, tels que TRNSYS, DYMOLA, EBSILON Professional, etc. Une utilisation récente a également été faite du logiciel APROS pour la modélisation dynamique et la simulation de PTPP, comme illustré dans5, 43. Pour comprendre la réponse du PTPP aux variations des conditions météorologiques, de tels modèles dynamiques sont mis en œuvre. De toute évidence, seuls des modèles dynamiques limités ont été introduits jusqu'à présent concernant la technologie PT. Mais à ce jour, la plupart de ces efforts ont porté sur les modèles TSS et SF, ainsi que sur des articles de recherche limités, qui présentaient les modèles dynamiques PB.

Il a été conçu avec un modèle dynamique approfondi (nommé optimisation 2) avec le logiciel APROS. Dans ce modèle conçu, un modèle en trois parties (SF, TSS et PB) est développé contenant toutes les boucles de régulation nécessaires pour réguler les variations rencontrées tout au long du fonctionnement du PTPP. Par la suite, ce modèle conçu est évalué par rapport au modèle référencé (modèle validé) in5 en le comparant pour mettre en évidence le niveau d'amélioration. La nouveauté des optimisations effectuées dans Optimisation 2 dans cet article est décrite comme suit :

Développement d'un modèle dual de préchauffage de l'eau alimentaire utilisant le modèle Feedwater/HTF en période diurne et le modèle Feedwater/Vapeur en période nocturne. Cette conception représente la première du genre dans ce domaine.

Mise en œuvre du modèle de turbine à vapeur pour fonctionner avec et sans extractions de vapeur. L'avantage du premier cas est de se débarrasser de la dépendance au système de combustible fossile pendant la période nocturne, tandis que dans le second cas, il est exploité pour augmenter la production d'énergie électrique pendant la période diurne.

Augmentation de l'énergie thermique absorbée, concentrée dans le SF, par extension à plusieurs boucles.

Prolonger l'exploitation de nuit du PTPP sur la base d'une augmentation de la capacité du TSS.

Comparer le coût du nouveau PTPP en fonction des performances annuelles de la centrale.

APROS est capable de construire des circuits de régulation progressive. Des simulations dynamiques sur plusieurs jours peuvent être réalisées en continu. En conséquence, APROS est considéré comme l'outil supérieur pour la modélisation de plusieurs centrales électriques, en particulier lors du traitement dynamique, pour sa grande capacité à fournir des performances constantes, une précision et une réponse rapide lors de changements rapides de charge. Quelques détails plus complets sur la procédure de solution réalisée dans APROS peuvent être trouvés, par exemple, in44.

La méthode des différences finies ou des volumes finis est généralement utilisée pour résoudre des équations aux dérivées partielles unidimensionnelles. Ces équations sont discrétisées spatialement et temporellement et les termes non linéaires sont ensuite linéarisés. Pour la discrétisation spatiale (intégration sur la longueur de segment appropriée), plusieurs techniques de discrétisation sont disponibles, y compris la technique au vent du premier ordre, la technique de différenciation centrale du second ordre et l'interpolation quadratique au vent. L'approche implicite est généralement appliquée pour la discrétisation temporelle. Enfin, il est possible de calculer les propriétés physiques, y compris l'enthalpie, la pression et la vitesse dans le modèle de calcul basé sur les lois de conservation discrétisées, les paramètres d'écoulement d'entrée et de sortie, ainsi que les caractéristiques thermodynamiques. Conformément au logiciel APROS43, qui a utilisé la méthode des volumes finis pour résoudre les équations aux dérivées partielles unidimensionnelles, la méthode de la résolution implique44 :

Les lois de conservation de l'énergie, de la masse et de la quantité de mouvement sont imposées aux volumes de contrôle.

Les bibliothèques de propriétés des matériaux sont accessibles en termes de variables associées telles que l'enthalpie spécifique, la pression et la fraction massique.

Il est possible d'appliquer des écoulements monophasiques, mixtes, à phase de séparation hors équilibre, turbulents, critiques et laminaires. De plus, les rayonnements, les convections et les diffusions et les relations de transfert de chaleur appropriées peuvent être utilisés. Des interactions chimiques peuvent être associées aux volumes de contrôle considérés.

Les modèles d'éléments du système de régulation comprenant les régulateurs, les entrées et processus logiques et les blocs d'automatisation séquentiels peuvent être fonctionnellement impliqués dans le modèle de simulation.

Des corrélations expérimentales sont appliquées pour la portée valide.

Des composants électriques peuvent être ajoutés au modèle de simulation de manière fonctionnelle, tels que des générateurs, des moteurs électriques, etc.

Dans le cas d'écoulements instationnaires, la discrétisation doit être effectuée dans le temps, en tenant compte des quantités de conditions pertinentes et des échelles de temps choisies.

Déterminez les grandeurs physiques du milieu de fonctionnement dans un volume de contrôle, y compris le flux d'énergie, le débit massique et le milieu de séparation.

Afin d'obtenir une grande flexibilité pendant les périodes d'exploitation du PTPP, des modifications ont été apportées aux modèles optimisés d'eau d'alimentation et de turbine à vapeur. Par ailleurs, les spécifications de la centrale de référence et de l'optimisation 2 sont listées dans le Tableau 1. Cette évolution est appelée optimisation 2, comme illustré sur la Fig. 1. Dans les sections suivantes, un double circuit d'eau alimentaire et un circuit de turbine à vapeur ainsi que les circuits de régulation de ces circuits optimisés seront décrits.

Schéma de principe d'une PTPP avec double circuit d'eau d'alimentation.

Le circuit d'eau alimentaire optimisé mis en œuvre dans l'optimisation 1 est développé à l'aide du logiciel APROS. Le circuit eau alimentaire/vapeur référencé (circuit FW/S) est combiné avec le circuit eau alimentaire/HTF (circuit FW/HTF) amélioré en45. La période de soirée peut être divisée en deux parties en fonction de la demande d'électricité, à savoir la forte et la faible demande. La période de forte demande commence au coucher du soleil et se poursuit jusqu'à environ 22h00, tandis que la période de faible demande commence de 22h00 à 6h00. L'objectif de cette conception est d'améliorer les heures de fonctionnement de la période du soir en réduisant la puissance nominale de 61,93 à 48 MWel. Cela offrira une flexibilité opérationnelle et une production d'électricité plus stable lorsque la demande d'énergie est faible pendant la période de soirée. De plus, cette optimisation diminue la dépendance au système de secours à combustible fossile pendant les heures du soir.

L'eau d'alimentation à double circuit est modélisée à l'aide de deux trains d'échangeurs de chaleur (train 1 et train 2), où chaque échangeur de chaleur est considéré comme un préchauffeur, comme illustré à la Fig. 2. Dans le train 1, cinq échangeurs de chaleur à contre-courant à basse pression eau d'alimentation sont connectés ensemble au dégazeur. L'eau d'alimentation après le dégazeur est pompée dans deux échangeurs de chaleur à contre-courant à haute pression d'eau d'alimentation. Le HTF circule à travers les échangeurs de chaleur du train 1 pour chauffer l'eau d'alimentation passée à travers le côté tube du circuit FW/HTF pendant les heures de clarté. Le train 2 comprend sept échangeurs condenseurs similaires au circuit d'eau alimentaire de référence, où cinq échangeurs sont utilisés comme préchauffeurs BP et deux comme préchauffeurs HP. La vapeur extraite de la turbine est utilisée pour chauffer l'eau alimentaire passée dans le deuxième circuit d'eau alimentaire (circuit FW/S). Il convient de mentionner qu'une certaine quantité d'eau d'alimentation est pompée vers le températeur haute pression soit à partir du circuit FW/HTF, soit à partir du circuit FW/S, soit à partir des deux circuits afin d'ajuster la température de la vapeur dérivée de la vanne de commande de dérivation HP avant d'entrer dans le réchauffeur.

Modèle d'eau d'alimentation à double circuit.

Le circuit FW/HTF fonctionne pendant la journée, tandis que le circuit FW/S est utilisé le soir. Pendant la période de coucher du soleil (période transitoire), un économiseur utilise l'eau d'alimentation des deux circuits d'eau d'alimentation avec une quantité différente. Ici, les conditions aux limites de l'eau d'alimentation après et avant chaque préchauffeur dans les deux circuits sont maintenues à des valeurs similaires à celles prédéfinies dans le circuit de référence. De plus, les valeurs des conditions aux limites de la vapeur et du HTF utilisées dans les deux circuits sont maintenues similaires aux circuits d'eau d'alimentation de référence et optimisés.

Tous les circuits de régulation mis en œuvre dans les circuits d'eau d'alimentation de référence et optimisés sont utilisés dans l'eau d'alimentation à double circuit avec les mêmes conditions aux limites, à l'exception du FW MCVLP dans les deux circuits. Cependant, les structures de régulation du FW MCVLP sont modifiées dans les deux trains, où deux vannes de régulation sont ajoutées avant le train des échangeurs de chaleur, à savoir la vanne de régulation de l'eau d'alimentation avant le circuit FW/HTF (FWCVHTF) et en amont du circuit FW/S (FWCV). De plus, trois circuits de régulation de la chaudière et du système de stockage thermique sont modifiés. Le mode de fonctionnement des nouvelles vannes de régulation sera décrit dans les sections suivantes.

La vanne de régulation de l'eau d'alimentation est située en amont du premier préchauffeur BP (BP PH1) du circuit FW/HTF. Deux tâches sont implémentées dans ce circuit de régulation en fonction du mode de fonctionnement de la centrale, comme le montre la Fig. 3. Ce circuit de régulation comprend un sélecteur unique qui bascule à son tour entre ces tâches en fonction de deux conditions aux limites (le débit massique du FTC et la température à la sortie du SF doivent être inférieurs à 802 kg/s et 393 °C, respectivement, ainsi que le moment où la période transitoire doit commencer). La période transitoire commence lorsque le débit massique du FTC à la sortie du SF diminue à moins de la valeur nominale de 802 kg/s en raison de la période de coucher du soleil. La première tâche est activée après le lever du soleil, où le FWCVHTF est progressivement ouvert jusqu'à atteindre la quantité de base de 55 kg/s dans le circuit FW/HTF et il est resté inchangé jusqu'à la période transitoire. La deuxième tâche est exécutée lorsque les deux conditions aux limites sont remplies. Par conséquent, le FWCVHTF maintient la température du HTF à la sortie LP PH5 inchangée à la température de conception de 164 ° C en régulant le débit massique d'eau d'alimentation traversant le FWCVHTF. En période transitoire, une partie de l'eau chaude alimentaire est fournie par le circuit FW/HTF et le reste est fourni par le circuit FW/S avec les mêmes propriétés (température et pression). En séquence, le FWCVHTF sera totalement fermé lorsque le débit massique du HTF à la sortie du SF sera égal à zéro. Dans la période du soir, le FW sera fourni à partir du condenseur via FWCVS, comme expliqué dans la section suivante.

Régulateur d'eau d'alimentation dans le circuit FW/HTF (FWCVHTF).

Cette vanne de régulation est installée à l'entrée du circuit FW/S. Le but du FWCVS est de réguler le débit massique d'eau d'alimentation à travers le circuit FW/S pendant la période du soir et pendant la période transitoire. Le mode de fonctionnement de FWCVS peut être décrit comme suit.

Le débit massique d'eau alimentaire après le FWCVHTF est enregistré puis comparé à la consigne (31 kg/s). Cette comparaison est mise en œuvre par un comparateur (AD) qui à son tour envoie un signal au contrôleur PI, comme représenté sur la figure 4. Ensuite, un contrôleur PI commande l'actionneur qui actionne FWCVS. Cette vanne de régulation réalise deux fonctions en fonction de deux sélecteurs. Le premier sélecteur comprend une condition aux limites (le débit massique d'eau alimentaire après le FWCVHTF doit être inférieur à 44 kg/s), tandis que le second sélecteur comprend également une seule condition (la température du FTC à la sortie du TS doit être inférieure à 377 °C). La première fonction est activée pendant le mode solaire de la centrale, où cette vanne de régulation reste fermée jusqu'à la période transitoire. Après avoir accompli la condition du sélecteur 1, la deuxième fonction de ce sélecteur est actionnée, où le reste du débit massique d'eau d'alimentation passé dans l'économiseur sera réapprovisionné par FWCVS en fonction du système de stockage thermique. Lorsque la température du FTC en sortie de stockage thermique descend en dessous de 377 °C, le FWCVS se fermera progressivement au moyen d'un gradient temporel (polyligne).

Régulateur d'eau d'alimentation dans le circuit FW/S (FWCVS).

On peut remarquer que le changement de trajectoire entre le train 1 et le train 2 se produit dans la période transitoire (avant le coucher du soleil) en ouvrant les FWCV et en fermant le FWCVHTF, progressivement.

La vanne de régulation HTF à l'entrée du bloc de puissance ajuste le débit massique HTF, qui entre dans les surchauffeurs et les réchauffeurs. Dans ce circuit de régulation, il y a trois sélecteurs. Deux fonctions passent par un sélecteur. Dans le sélecteur 1, la première tâche est actionnée au lever du soleil, où cette vanne maintient le débit massique de FTC en entrée des surchauffeurs et réchauffeurs à 615 kg/s selon la consigne prédéfinie. Ensuite, il continue à réguler cette valeur jusqu'à la période transitoire. La deuxième tâche est activée après avoir accompli deux conditions aux limites (le débit massique du FTC à la sortie du SF doit être inférieur à 802 kg/s et la période transitoire doit être démarrée). Ce processus est obtenu en comparant le débit massique de FTC aux entrées du surchauffeur et du réchauffeur avec une nouvelle consigne de 600 kg/s via le contrôleur PI, comme illustré à la Fig. 5. Dans le deuxième sélecteur, deux tâches passeront par le sélecteur 2. La première tâche provient du sélecteur 1 et la seconde est activée lorsque le niveau dans le ballon de stockage chaud descend en dessous de 0,6 m et qu'il n'y a pas de FTC provenant de la sortie du champ solaire, où cette vanne sera fermée. Dans le troisième sélecteur, la première fonction est reçue du sélecteur 2 et la deuxième fonction est actionnée en fonction de deux conditions aux limites (le débit massique HTF à la sortie SF doit être supérieur à 390 kg/s et la température supérieure à 295 °C). Lorsque les deux conditions sont remplies, cette vanne régule le débit massique de HTF dans les entrées surchauffeur et réchauffeur à 615 kg/s selon une consigne.

Régulateur HTF aux entrées du surchauffeur et du réchauffeur.

La structure de régulation des vannes de régulation principales BP et HP de HTF avant les préchauffeurs HP optimisés et les préchauffeurs BP (LP-PH MCVHTF et HP-PH MCVHTF) est améliorée, comme le montre la Fig. 6. Les deux vannes de régulation appliquent le même principe de fonctionnement avec des contraintes variables afin d'ajuster le débit massique de HTF, qui est envoyé pour chaque type de préchauffeur. Ces circuits de régulation comportent chacun deux sélecteurs. Deux fonctions passent par chaque sélecteur. Les fonctions des sélecteurs utilisés pour les deux circuits sont modifiées en fonction des mêmes conditions aux limites (le débit massique HTF en sortie SF doit être inférieur à 802 kg/s et la période transitoire). La première fonction est activée après le lever du soleil jusqu'à la période transitoire, le BP PH MCVHTF et le HP PH MCVHTF contrôlant le débit massique HTF aux entrées LP-PH5 et HP-PH2 en utilisant des consignes égales à 128 kg/s et 59 kg/s pour les préchauffeurs BP et HP, respectivement. Après avoir atteint les deux conditions, la deuxième fonction est activée, où les deux régulateurs maintiennent le débit massique de HTF à l'entrée du surchauffeur à 600 kg/s jusqu'à ce que l'énergie de stockage thermique soit épuisée. Les vannes BP PH MCVHTF et HP PH MCVHTF sont complètement fermées lorsque le débit massique nominal de HTF aux entrées du surchauffeur et du réchauffeur (600 kg/s) est atteint. Après épuisement de l'énergie stockée, le temps transitoire du lendemain doit être initié afin de répéter la même démarche de ces circuits de régulation.

Régulateurs principaux BP et HP de HTF avant préchauffeurs.

La vanne de régulation à la sortie TSS optimisée est améliorée en ajoutant un nouveau sélecteur ainsi qu'en modifiant le point de consigne du débit massique HTF et des conditions aux limites, comme indiqué sur la Fig. 7. Dans la période de compensation, le TS DCVo peut être considéré comme l'entrée du système de stockage thermique, où il régule le débit massique HTF qui entre dans le TSS optimisé pour atteindre la valeur nominale de 802 kg/s le jour et 600 kg/s le soir. La stratégie de fonctionnement du TS DCVo peut être décrite ci-dessous :

Régulateur HTF en sortie de stockage thermique dans le circuit double.

Ce circuit de régulation comprend deux sélecteurs, c'est-à-dire que deux fonctions sont parcourues chacune en fonction du mode de fonctionnement d'un système de stockage. La première fonction est actionnée pendant le mode de charge, où elle reste ouverte afin de permettre au FTC froid à une température de 293 °C de s'écouler du TSS dans le champ solaire. La seconde fonction est activée après réalisation de ces conditions (soit le débit massique du FTC en sortie de SF est inférieur à 802 kg/s soit sa température est inférieure à 393 °C, ainsi que le niveau du ballon de stockage chaud doit être supérieur à 0,6 m). En conséquence, le débit massique HTF à la sortie SF est mesuré et comparé à la consigne (802 kg/s) par un régulateur PI. De ce fait, le deuxième sélecteur dépend de deux conditions aux limites (la période transitoire doit être entamée et le niveau du ballon de stockage chaud est supérieur à 0,6 m), où cette vanne de régulation va reconstituer le débit massique FTC en fonction de la nouvelle consigne (600 kg/s).

Il convient de mentionner ici que la même procédure utilisée dans TS DCVo est appliquée à la soupape de commande de redirection (RDCV).

La turbine à vapeur de référence (ST) est développée en ajoutant huit vannes de régulation pour les extractions de vapeur, deux d'entre elles sont connectées aux préchauffeurs HP et six vannes sont connectées aux préchauffeurs BP, comme représenté sur la Fig. 8. Pendant les heures de clarté, la turbine à vapeur fonctionne de manière similaire à la procédure suivie dans l'optimisation 1, tandis que ces vannes de régulation restent fermées jusqu'à la période transitoire. Par conséquent, 55 kg/s de vapeur entrent dans le HP-ST et sortent du LP-ST ainsi que la pression et la température, qui sont maintenues de manière similaire au modèle optimisé. Il convient de mentionner que l'économiseur n'a obtenu l'eau d'alimentation fournie par le circuit FW/HTF que pendant la période diurne. Par la suite, les vannes de régulation des extractions de vapeur sont ouvertes progressivement dans la période transitoire jusqu'à atteindre le débit massique de conception des extractions de vapeur. Pendant la période transitoire, l'économiseur a reçu la valeur nominale de l'eau d'alimentation du circuit FW/HTF et du circuit FW/S. Après le coucher du soleil, la totalité de la valeur nominale de l'eau d'alimentation (49 kg/s) est fournie à l'économiseur par le circuit FW/S. Il convient de mentionner ici que toutes les propriétés de la vapeur et de l'eau d'alimentation (débit massique, pression et température) pendant la journée sont définies de manière similaire au modèle optimisé et le soir similaire au modèle de référence.

Modèle de turbine à vapeur avec vannes de régulation des extractions.

Tous les régulateurs modélisés dans le modèle de turbine à vapeur de référence sont utilisés dans ce modèle de turbine à vapeur optimisé. Une différence notable peut être observée dans le circuit BP MSCV, qui régule un débit de masse de vapeur à l'entrée de la turbine BP à 55 kg/s pendant la journée au lieu de 46 kg/s, alors qu'il reste à la même valeur de conception (41 kg/s) pendant la période nocturne. Cela offrira plus d'heures de fonctionnement en soirée. De plus, les vannes de régulation d'extraction sont modélisées afin de faire fonctionner la turbine à vapeur avec un haut niveau de flexibilité et de précision dans toutes les périodes de fonctionnement. Le principe de fonctionnement de ces vannes de régulation est expliqué ci-après.

Il existe huit circuits de régulation d'extraction de vapeur dans le modèle de turbine à vapeur, comme décrit à la Fig. 9. Les structures de régulation et les stratégies de fonctionnement sont les mêmes pour toutes les vannes de régulation d'extraction de vapeur, mais avec des points de consigne et des emplacements de débit massique différents. Les vannes de régulation d'extraction de vapeur de 1 à 5 sont reliées respectivement aux BP PH1, BP PH2, BP PH3, BP PH4 et BP PH5. La sixième vanne de régulation d'extraction de vapeur est installée entre la sixième extraction et le désaérateur, tandis que les septième et huitième vannes de régulation sont connectées respectivement aux HP PH1 et HP PH2. Le mode de fonctionnement des régulateurs d'extraction de vapeur sera expliqué comme suit :

Régulateurs d'extraction de vapeur.

Chaque circuit de régulation comprend deux sélecteurs, où deux tâches sont passées par un sélecteur. Dans le premier sélecteur, les vannes de régulation d'extraction de vapeur sont restées fermées tant que la condition aux limites (la valeur de conception du débit massique d'eau d'alimentation dans le circuit FW/HTF est égale ou supérieure à 44 kg/s) n'est toujours pas remplie. Par la suite, la deuxième tâche est activée après avoir accompli cette condition, où le débit massique de vapeur est régulé en fonction des points de consigne. Par la suite, ces vannes de régulation continuent de maintenir les valeurs d'extraction de conception tant que la température du FTC au TS MCVi en mode refoulement est égale ou supérieure à 377 °C. Deux fonctions passent par le deuxième sélecteur en fonction d'une condition aux limites (la température du FTC au TS MCVi en mode décharge doit être inférieure à 377 °C). La première fonction est reçue du sélecteur 1 tant que la condition aux limites dans le sélecteur 2 n'est pas encore atteinte. En revanche, ces vannes de régulation se ferment progressivement selon un gradient temporel (polyligne) lorsque la condition aux limites dans le sélecteur 2 est maintenue. Par la suite, ils resteront fermés jusqu'à la période transitoire du lendemain.

La deuxième optimisation du PTPP sera résumée et discutée tout au long des jours clairs, ainsi qu'une évaluation approfondie du modèle PTPP dans cette section. L'eau d'alimentation à double circuit de la PTPP est exploitée à l'aide de deux trains d'échangeurs de chaleur (Train 1 et Train 2). Le train 1 utilise de l'huile thermique pour maintenir chaude l'eau d'alimentation passant par le circuit HTF/FW tout au long de la journée. En période de soirée, le train 2 est utilisé à la place du train 1. Le train 2 est actionné en utilisant la vapeur extraite de la turbine pour chauffer l'eau passée dans le deuxième circuit d'eau alimentaire. Cette alternance entre le train 1 et le train 2 s'effectue en période transitoire (avant le coucher du soleil) en ouvrant les FWCV et en fermant les FWCVHTF (voir « Boucles de régulation d'eau alimentaire double circuit »). L'objectif de ce procédé est d'augmenter les heures de fonctionnement en période nocturne en diminuant la charge nominale de 61,93 à 48 MWel du fait d'une faible consommation d'énergie en période nocturne. De plus, cette optimisation réduit la dépendance vis-à-vis du système de secours fossile pendant les heures de nuit.

Dans les sections suivantes, plusieurs comparaisons entre le PTPP validé (référence) par temps clair d'été et le PTPP amélioré (optimisation 2) sont présentées et discutées.

Une analyse comparative entre le PTPP amélioré (Optimisation 2) et le PTPP validé (Référence) est effectuée dans cette section. Cette comparaison est réalisée selon les définitions prédéfinies dans la réf. 5. Les prédictions obtenues sont évaluées séparément en tenant compte d'une description des différentes propriétés de chaque section du PTPP. Il convient de mentionner ici que les limitations du débit massique total optimisé dans l'optimisation 2 sont similaires à celles de l'optimisation 1. Par conséquent, la même chaleur collectée dans l'optimisation 1 est appliquée au champ solaire dans l'optimisation 2. Les prédictions du modèle de référence et les sorties optimisées sont analysées pour les 26 et 27 juin et les 13 et 14 juillet 2010, ainsi que le débit massique total du FTC et la température au bloc de puissance. Une discussion concernant chacune de ces propriétés est fournie dans les sous-sections suivantes.

Une comparaison entre le débit massique total référencé et amélioré est présentée sur les jours représentatifs, comme illustré à la Fig. 10. Dans la période comprise entre t = 00:00 et t = 7:30 le 26/juin/2010, le débit massique total optimisé correspond à la centrale de référence. La raison de cette situation est que la fin de la période de stockage thermique n'est pas disponible auprès de la société exploitante. Par conséquent, le débit massique total optimisé pour cette période est supposé être comme les résultats optimisés dans l'optimisation 1. Ceci, à son tour, conduit à des résultats similaires pour toutes les propriétés jusqu'au coucher du soleil par rapport à ceux obtenus à partir de l'optimisation 1. Selon l'optimisation 2, la masse totale de HTF ne circule pas dans le champ solaire optimisé pendant des heures supplémentaires, environ (2,5 à 3 h) de plus que le champ solaire de référence car l'énergie stockée n'est toujours pas épuisée. Selon la stratégie d'exploitation mise en place dans la centrale, le HTF ne peut pas circuler dans le SF lorsque le TSS est encore en cours de décharge. Après épuisement du TSS, le débit massique optimisé commence à un débit de circulation à travers le SF avec une valeur constante de 156 kg/s. Par la suite, un simple changement dans la stratégie de fonctionnement de l'optimisation 2 est effectué, où le débit massique total optimisé reste inchangé à 156 kg/s malgré le lever du soleil. Après avoir atteint la température de sortie de conception (393 °C), elle augmente jusqu'à la valeur désignée (802 kg/s).

Description du débit massique total du FTC.

À son tour, cela se traduit par des démarrages rapides, puisque la température de sortie conçue du FTC (393 °C) est atteinte plus rapidement dans l'optimisation 2 par rapport au modèle de référence. En revanche, après le lever du soleil, le débit massique de référence passe de 156 à 390 kg/s. Par conséquent, elle commence à augmenter après avoir atteint la température d'entrée de conception (295 °C).

La température HTF à la sortie du champ solaire dans l'optimisation 2 est analysée par rapport au modèle référencé, comme illustré à la Fig. 11. Comme démontré précédemment dans "Débit massique HTF dans le SF (optimisé)", la température HTF dans l'optimisation 2 et l'optimisation 1 est la même en raison de la stratégie inconnue de stockage thermique dans la centrale électrique réelle avant le lever du soleil le 26 juin. Pendant les périodes de coucher du soleil pour le reste des jours sélectionnés, la température de sortie de conception du FTC diminue de 393 à 377 °C selon la stratégie de fonctionnement appliquée dans le modèle. On peut remarquer que la température HTF (377 °C) dans l'optimisation 2 est atteinte en environ 10 min de moins que le modèle de référence. En effet, le débit massique du FTC utilisé dans le bloc de puissance optimisé pendant la période du soir est de 600 kg/s comme modèle de référence mais la chaleur collectée pendant cette période dans l'optimisation 2 est supérieure à celle du modèle de référence. Par la suite, la température du FTC reste inchangée pendant une période de temps comprise entre 155 et 196 min de plus que pour le modèle de référence. Lorsque l'énergie stockée est entièrement épuisée, la température du FTC diminue par refroidissement naturel. Lorsque le soleil se lève à nouveau, la température du FTC commence à augmenter jusqu'à la température de sortie de conception du SF (393 °C) pendant une période de temps d'environ une heure plus courte que dans le modèle de référence. Cette amélioration de la température HTF optimisée résulte de plusieurs influences : une augmentation de la chaleur accumulée à l'intérieur du SF optimisé, l'application de la chaleur accumulée à 156 kg/s au lieu de 390 kg/s et la courte période de temps entre le lever du soleil et l'épuisement du stockage thermique, c'est-à-dire que la température HTF dans l'optimisation 2 n'a pas suffisamment de temps pour chuter plus que cette valeur en refroidissement naturel. Ensuite, la même stratégie d'opération dans l'optimisation 2 est répétée pour les jours suivants.

Description de la température du FTC.

Une discussion du comportement HTF optimisé du TSS par rapport au modèle référencé est donnée dans les sections suivantes. Il convient de mentionner ici que les spécifications du système de stockage thermique optimisé dans l'optimisation 2 sont similaires à celles définies par l'optimisation 1 dans la réf. 45. Par conséquent, la même énergie stockée dans l'optimisation 1 est utilisée dans le TSS dans l'optimisation 2. Cependant, le débit massique du FTC vers le TSS et l'énergie stockée présentés et analysés ici sont comparés aux résultats du modèle de référence.

La figure 12 illustre la différence entre le débit massique du FTC référencé et optimisé vers le système de stockage thermique pour les jours choisis. Le 26 juin, on observe que le comportement du débit massique du HTF vers le TSS dans l'optimisation 2 est similaire à celui présenté dans l'optimisation 1. La raison en est la stratégie inconnue de stockage thermique dans la centrale électrique réelle avant le lever du soleil le 26 juin. En conséquence, le débit massique optimisé vers le TSS pour cette période est supposé être comme les prédictions optimisées dans l'optimisation 1. Pour le reste des jours sélectionnés, le HTF optimisé commence à s'écouler dans le TSS plus tôt que le débit massique référencé, environ 42 à 50 min. Cela conduit à atteindre la valeur maximale du débit massique HTF (749 kg/s) dans l'optimisation 2 plus rapidement que dans la centrale validée. Par la suite, il reste inchangé pendant un temps supplémentaire d'environ 30 min de plus que dans le modèle de référence. Généralement, le débit massique du FTC vers le système de stockage thermique dans l'optimisation 2 se rapproche du même comportement que dans le modèle de référence jusqu'à la fin de la journée.

Description du comportement HTF à TSS.

La figure 13 montre l'énergie stockée accumulée optimisée par rapport au modèle validé. Comme expliqué dans l'Optimisation 1, le système de stockage thermique est amélioré lorsque sa capacité est augmentée. Par conséquent, la même capacité du TSS mentionnée dans l'optimisation 1 sera utilisée dans l'optimisation 2. Il convient de noter que les températures du FTC à l'entrée et à la sortie du TSS sont supposées être similaires à l'optimisation 1. Le 26 juin, comme expliqué dans les sections précédentes, le stockage thermique référencé et optimisé a commencé à augmenter en même temps. En raison du fait que l'amélioration de l'optimisation 1 n'est pas appliquée pour cette période, qui précède le lever du soleil le 26 juin. En conséquence, le stockage de chaleur augmente jusqu'à atteindre la même valeur dans l'optimisation 1 (1260 MWth h). Pour le reste des jours sélectionnés, l'énergie de stockage accumulée optimisée commence à augmenter environ 42 à 50 min avant l'énergie de stockage référencée. Cela permettra d'améliorer l'énergie stockée, où le 27 juin, il y a une augmentation de l'énergie de stockage maximale d'environ 78 MWth par rapport à l'optimisation 1. Le 13 juillet, l'énergie de stockage accumulée dans le réservoir de stockage chaud augmente pour atteindre la capacité maximale de 1360 MWth h. Contrairement à l'optimisation 2, la valeur maximale de l'énergie stockée dans le ballon de stockage chaud n'a pas été atteinte dans le modèle de référence et l'optimisation 1. Alors qu'au 14 juillet, la valeur maximale du stockage thermique (1360 MWth) dans l'optimisation 2 est atteinte plus rapidement que dans l'optimisation 1. Pendant la période de coucher du soleil, l'énergie de stockage optimisée commence à baisser en même temps que dans l'optimisation 1 et la centrale de référence, comme illustré à la Fig. des périodes comprises entre 155 et 179 min de plus que le modèle de référence et l'optimisation 1. Cette amélioration peut être attribuée à trois raisons : une augmentation de l'énergie stockée au sein du TSS optimisé, l'utilisation de l'énergie stockée pour chauffer 600 kg/s au lieu de 802 kg/s et le court laps de temps entre le lever du soleil et l'épuisement du stockage thermique, c'est-à-dire que la température de sortie du FTC de conception dans l'optimisation 2 est atteinte plus rapidement pendant la journée que dans le modèle de référence.

Description du comportement de l'énergie de stockage.

Lorsque le TSS est complètement chargé, comme observé dans les journées de juillet, certaines rangées de capteurs sont certaines rangées de capteurs face au sol empêchant la température de sortie désignée HTF de dépasser la limite (393 ° C).

Une discussion du comportement optimisé du HTF dans le bloc de puissance par rapport au modèle de référence dans la réf. 5 est présenté dans les sections suivantes. Ici, les préchauffeurs du circuit FW fonctionnent à l'aide de deux fluides de travail, où l'huile thermique est utilisée à travers le côté calandre pour le premier train d'échangeurs de chaleur pendant la journée. La nuit, la vapeur extraite de la turbine HP et BP est utilisée à l'intérieur du côté calandre pour le deuxième train d'échangeurs de chaleur pour chauffer le FW passé dans le côté tube. En conséquence, les flux massiques du FTC vers le PB, la puissance thermique et la puissance électrique totale sont évalués par rapport aux résultats validés du modèle de référence.

Dans la Fig. 14, l'optimisation du comportement HTF 2 et le modèle de référence au bloc de puissance sont présentés et discutés pour les jours choisis. Le 26 juin, le débit massique HTF résultant vers le PB dans l'optimisation 2 correspond complètement aux résultats de l'optimisation 1 jusqu'au coucher du soleil pour les raisons décrites plus haut dans l'article. Pour le reste des jours choisis, on peut observer ici que le PB dans l'optimisation 2 commence à recevoir le HTF du champ solaire optimisé environ 30 à 41 min plus tôt que le modèle de référence. Ici, observez pour chaque jour sélectionné que le débit massique du HTF augmente pour atteindre sa quantité nominale de 802 kg/s à 393 ° C et reste inchangé jusqu'au coucher du soleil. Au début de la période transitoire, le débit massique du FTC vers le bloc de puissance est progressivement réduit à 600 kg/s à une température constante de 377 °C. Par la suite, le débit massique nominal de HTF (600 kg/s) est maintenu inchangé pour les périodes du soir pendant une période d'environ 10 à 10,5 h en raison d'une augmentation de l'énergie stockée. En conséquence, le débit massique du HTF tombe à zéro. D'autre part, le débit massique du FTC se maintient constant à 600 kg/s tout au long de la journée et de la nuit jusqu'à l'épuisement de l'énergie stockée.

Description du comportement HTF au bloc d'alimentation.

Le débit massique de HTF dans l'optimisation 2 reste inchangé à cette valeur (0 kg/s) pendant une période d'environ 26 à 37 min avant le lever du soleil. Contrairement à l'optimisation 2, le débit massique du HTF ne circule pas à travers le PB dans le modèle de référence pendant une période d'environ 220 à 260 min avant le lever du soleil. Après le lever du soleil le lendemain, le même scénario dans l'optimisation 2 se répète les jours suivants.

Une comparaison entre la puissance thermique optimisée et référencée est présentée pour les journées types. Il convient de noter que la chaleur absorbée dans le SF de l'optimisation 2 est la même quantité dans l'optimisation 1 en raison de l'utilisation du même champ solaire dans les deux modèles. On peut remarquer que la puissance thermique est transmise au bloc de puissance en optimisation 2 environ 30 à 41 min en avance sur le modèle référencé. La raison en est que la température d'entrée de conception du FTC (295 °C) est atteinte plus rapidement qu'elle ne l'est dans la centrale de référence, comme le montre la Fig. 15. Par la suite, la puissance thermique dans l'optimisation 2 augmente jusqu'à la valeur désignée de 188,78 MWth et après cela reste inchangée jusqu'au coucher du soleil. Pendant la période de coucher du soleil (période transitoire), elle passe de 188,78 à 125,75 MWth. Alors que la puissance thermique est réduite de 140,72 à 125,75 MWth dans la centrale de référence. Pendant cette période, le stockage thermique commence à fournir la puissance thermique requise au BP ainsi que la chaleur collectée dans le champ solaire. En période transitoire, les vannes de régulation (HP et BP PH MCVHTF) se ferment progressivement puis se ferment totalement au coucher du soleil. Cela conduit à empêcher le HTF de s'écouler dans le circuit FW/HTF après le coucher du soleil. Par conséquent, la totalité du FTC entrant (600 kg/s) est uniquement envoyée au générateur de vapeur. On constate ici que la puissance thermique optimisée reste inchangée à 125,75 MWth pendant une durée comprise entre 2,5 et 3 h de plus qu'elle ne l'est dans la centrale validée. Lorsque le TSS est complètement épuisé, la puissance thermique se maintient à une valeur constante de 0 kg/s jusqu'à atteindre la température d'entrée de conception du HTF (295 °C). Dans ce cas, on peut observer que la puissance thermique optimisée est à nouveau transférée au bloc de puissance pendant une période d'environ 26 à 37 min avant le modèle de référence. Ensuite, le même scénario se répète les jours suivants.

Description de la puissance thermique au bloc de puissance.

La puissance électrique brute ou totale simulée par l'Optimisation 2 est analysée par rapport aux sorties prédites à l'aide de la centrale électrique de référence sur les périodes choisies, comme illustré à la Fig. 16. Le but de cette comparaison est d'explorer l'effet de l'optimisation 2 sur la puissance électrique produite par le cycle thermique. L'optimisation de la puissance et la stratégie d'exploitation ont un impact significatif sur l'amélioration de la production d'énergie. Cette amélioration est très remarquée dans la puissance électrique brute optimisée, où elle augmente jusqu'à une valeur maximale de 68 MWel le jour et 48 MWel la nuit. Pendant la période de nuit, la centrale optimisée produit évidemment une puissance électrique à une valeur constante de 48 MWel pendant une durée d'environ 10 à 10,5 h. En revanche, la puissance électrique dans le modèle de référence est produite à une valeur constante de 48 MWel pendant une durée d'environ 7,5 h. Cela est dû au fait que la capacité de stockage est augmentée et que la stratégie de fonctionnement de la centrale est améliorée pour les heures de jour et la période de soirée.

Description de la puissance électrique brute.

Dans cette section, une étude comparative a été réalisée en utilisant le comportement de la vapeur référencé et amélioré dans le bloc de la centrale électrique. Cette comparaison portait sur l'analyse des principales caractéristiques de la vapeur (débit massique de vapeur et pression de vapeur) en différents points du bloc de puissance. Le comportement de la vapeur sera expliqué en fonction des sections haute et basse pression, comme démontré ci-après.

La figure 17 présente les résultats obtenus par simulation en termes d'évolution dynamique du débit massique de vapeur surchauffée optimisé et référencé à l'entrée de la turbine haute pression pour les jours sélectionnés. L'objectif principal de cette comparaison est d'explorer l'impact des deux méthodes (circuits d'eau d'alimentation simples et doubles) sur la production de vapeur surchauffée pendant les heures de jour et de soir.

Description du comportement du débit massique de vapeur à l'entrée HPT.

Dans cette analyse comparative, un bon accord entre le débit massique de vapeur dans le modèle de référence et l'optimisation 2 peut être mis en évidence pour les heures de jour et de nuit. Il convient de mentionner que la vapeur surchauffée pendant la journée est produite par l'échange de chaleur entre l'huile thermique et l'eau/vapeur à travers tous les échangeurs de chaleur du BP. Le bloc de puissance est actionné au moyen d'une eau d'alimentation à double circuit en période transitoire, où les FWCV s'ouvrent progressivement en synchronisation avec la fermeture progressive de trois vannes principales (FWCVHTF, la BP PH MCVHTF et la HP PH MCVHTF). Ceci, à son tour, conduit à la production de vapeur via deux lignes pendant la période transitoire. Après le coucher du soleil, FWCVHTF, BP PH MCVHTF et HP PH MCVHTF sont complètement fermés et en conséquence l'eau d'alimentation est chauffée à l'aide de la vapeur extraite de la turbine. En conséquence, on peut voir ici qu'une amélioration de la période de fonctionnement du bloc de puissance est obtenue. Ainsi, le bloc de puissance fournit la vapeur surchauffée à un débit massique constant de 55 kg/s pendant une période comprise entre 11,7 et 12,7 h pendant la journée et à 49 kg/s pendant une période d'environ 10 à 10,5 h pendant la nuit. De plus, la vapeur surchauffée est produite pendant la période transitoire à un débit massique compris entre 49 et 55 kg/s pendant une durée d'environ 30 min.

Une comparaison est fournie du débit massique de vapeur à la sortie de la turbine HP produit par le modèle optimisé avec les résultats simulés du modèle de référence, tracés à la Fig. 18. Après comparaison, le débit massique de vapeur à la sortie de la turbine haute pression dans l'optimisation 2 a la même valeur à l'entrée de la turbine HP (55 kg/s) pendant la journée. A l'inverse, le débit massique de vapeur en sortie de turbine HP est égal à 49 kg/s pendant la nuit en optimisation 2 et dans le modèle de référence. Cela est dû au fait qu'il n'y a pas de FTC transmis au deuxième circuit d'eau d'alimentation (circuit d'eau d'alimentation/FTC) et par conséquent, les préchauffeurs HP du premier circuit d'eau d'alimentation (circuit d'eau d'alimentation/vapeur) fonctionnent à l'aide de la vapeur au lieu du deuxième circuit d'eau d'alimentation. Cette approche peut être utilisée lorsque la demande d'énergie est faible pendant la période nocturne et que la période de fonctionnement est plus importante que la quantité d'énergie électrique. Contrairement à la conception améliorée, le cycle d'eau d'alimentation dans l'usine validée (circuit FW/S) est exploité à l'aide d'extractions de vapeur (5 et 4 kg/s) de la turbine HP et passe par les préchauffeurs HP (HP-PH1 et HP-PH2).

Description du comportement du débit massique de vapeur en sortie HPT.

La figure 19 montre une comparaison entre la pression de vapeur optimisée et référencée. On peut voir clairement comment la pression de vapeur d'entrée HPT est limitée aux conditions limites jusqu'à atteindre une pression de conception de (106 bar) pendant le processus de démarrage et de préchauffage. Comme prévu, on peut remarquer que la pression de vapeur pendant les heures diurnes reste inchangée à une valeur de 106 bars pendant environ 40 à 50 min de plus que dans le modèle de référence. En effet, la température d'entrée de conception du FTC (295 °C) dans l'optimisation 2 est atteinte plus rapidement que la température d'entrée de conception dans le modèle de référence. Pendant la période du soir, la pression de vapeur optimisée reste constante à une valeur de 94,42 bars pendant une durée d'environ 10 à 10,5 h selon la période de production de vapeur. La stabilité des courbes de pression de vapeur optimisées pendant les heures de nuit pendant une période plus longue que le modèle de référence indiqué à la Fig. 13 révèle le rôle crucial de l'énergie de stockage thermique pour obtenir une production de vapeur stable.

Description du comportement de la pression de vapeur à l'entrée HPT.

Le débit massique de vapeur amélioré à l'entrée et à la sortie de la turbine BP est comparé aux résultats numériques du modèle de référence, comme illustré sur les Fig. 20 et 21. Le débit massique de vapeur réchauffée reste inchangé à 55 kg/s tout au long de la journée. En effet, l'eau d'alimentation qui passe à travers les préchauffeurs est chauffée à l'aide de l'huile thermique dans le circuit d'eau d'alimentation/HTF et, par conséquent, aucune vapeur n'est prélevée de la turbine vers le circuit d'eau d'alimentation. Pendant la période transitoire, le débit massique de vapeur dans l'optimisation 2 est ramené aux mêmes conditions nominales que le modèle de référence. Évidemment, pendant cette période, le débit massique nominal de vapeur dans l'optimisation 2 est atteint plus rapidement que le débit massique de référence. Ceci est dû d'une part à la plus grande quantité de chaleur collectée dans le modèle optimisé et d'autre part, il est appliqué à la même quantité de FTC (600 kg/s). Cependant, il existe une période supplémentaire de production de vapeur en plus de la période dans le modèle de référence dans les deux périodes lorsque le scénario d'optimisation 2 est utilisé.

Description du comportement du débit massique de vapeur à l'entrée du LPT.

Description du comportement du débit massique de vapeur à la sortie du LPT.

Un bon accord entre la pression de vapeur d'entrée basse pression optimisée et référencée peut être observé sur la Fig. 22. Généralement, la pression de vapeur d'entrée basse pression se comporte de la même manière que l'entrée de la turbine HP. En optimisation 2, on constate une amélioration des périodes de fonctionnement de jour et de soir. Les augmentations supplémentaires de la température et de la pression de la vapeur sont limitées par le fabricant de l'équipement.

Description du comportement de la pression de vapeur à l'entrée du LPT.

Une comparaison du coût de l'électricité du PTPP référencé (50MWel) et du PTPP optimisé (68MWel) a été faite dans cette étude sur la base des spécifications techniques et des éléments de coût de la base de données IRENA, comme décrit dans le tableau 2. Ici, le processus d'optimisation comprend l'augmentation de la capacité du SF et du TSS d'environ 33% par rapport au PTPP de référence. La majorité des réductions de coûts peuvent être obtenues pour l'équilibrage de la centrale, le raccordement au réseau, le PB, la gestion de projet et les coûts d'amélioration, ainsi que ces types de dépenses, qui sont pratiquement inchangées pour chaque taille de projet46. De plus, le circuit d'eau d'alimentation référencé (circuit FW/S) a été ajouté au PTPP optimisé pour obtenir des heures de travail plus longues pendant la nuit sur la base de la capacité de stockage élevée optimisée afin de réduire la dépendance au carburant pendant la période de nuit. La génération d'un coût énergétique actualisé (LEC) est une mesure essentielle pour mesurer le coût de la production d'électricité. Le LEC est déterminé sur la base du coût global d'un PTPP, réparti par la production d'électricité attendue (kWh) du système pendant sa durée de vie. Le LEC donne une indication du moindre coût de l'électricité vendue pour récupérer au minimum le coût global du PTPP sur sa durée de vie utile. La LEC peut être calculée comme suit47 :

où \(crf\) est le facteur de récupération du capital, \({C}_{invest}\) est les dépenses d'investissement globales de l'usine, \({C}_{annual}\) est les dépenses annuelles d'exploitation et d'entretien, \({E}_{annual}\) est la production nette annuelle d'électricité.

Un crf indique la relation entre la rente fixe et l'ensemble des dépenses d'investissement du PTPP actuel, comme calculé ci-dessous :

où (\(i\)) le niveau d'intérêt réel de la dette et (n) la durée de vie du PTPP.

Le niveau d'endettement réel et la durée de vie du PTPP pour la présente recherche ont été pris à 8% et 25 ans, en conséquence.

Les modèles référencés et optimisés (optimisation 1) du PTPP existant (Andasol II) ont été développés à l'aide du logiciel APROS. Dans l'optimisation actuelle (optimisation 2), des améliorations ont été apportées aux modèles optimisés d'eau d'alimentation et de turbine à vapeur du modèle de centrale optimisé (optimisation 1). Comme démontré précédemment, le PTPP se compose de trois parties principales, à savoir SF, TSS et PB. Comme expliqué précédemment, les boucles de SF sont portées de 156 à 208 boucles et la capacité de TSS est également portée à 1 360 MWth h pour augmenter la puissance délivrée et le temps de fonctionnement en soirée. Ici, le circuit d'eau d'alimentation référencé (circuit FW/S) est combiné avec le circuit d'eau d'alimentation (circuit FW/HTF). Le circuit FW/HTF fournit l'eau d'alimentation pendant la journée, tandis que le circuit FW/HTF fonctionne pendant la nuit. Dans la période de coucher du soleil (période transitoire), l'eau d'alimentation est fournie à l'économiseur par les deux circuits d'eau d'alimentation avec des quantités différentes. De nouveaux circuits de régulation sont implémentés dans cette optimisation 2. De plus, les conditions aux limites de HTF et de vapeur appliquées dans les deux circuits sont maintenues de manière similaire aux circuits d'eau alimentaire référencés et optimisés (optimisation 1). La turbine à vapeur est développée en ajoutant des vannes de régulation aux extractions de vapeur pour réguler le passage de la vapeur pendant le travail des circuits FW/HTF et FW/S. Par conséquent, pendant la période diurne, la turbine à vapeur fonctionne avec un circuit FW/HTF, où la vapeur traverse la turbine HP et quitte la turbine BP avec la même quantité car les vannes de régulation maintiennent la fermeture jusqu'à la période transitoire. Par la suite, les vannes de régulation sont ouvertes pendant la période nocturne et la vapeur est extraite dans le circuit FW/S pour fonctionner comme dans le modèle de référence. En conséquence, la puissance électrique augmente lorsqu'on utilise la même turbine à vapeur et générateur du modèle de référence basé sur les spécifications du fabricant.

Les principales conclusions de cette optimisation se résument comme suit :

Des comparaisons ont été faites entre les résultats simulés de l'optimisation 2 pour (26-27 juin 2010 et 13-14 juillet 2010) et le modèle de référence, qui a été validé par rapport aux données recueillies à Andasol II. Pour le modèle optimisé, les sorties présentent un comportement similaire aux résultats des modèles validés, ce qui améliore considérablement les résultats du modèle optimisé.

A la lumière du jour, la vapeur traverse la turbine HP et la turbine BP dans la même quantité, tandis que dans la période du soir, elle est différente car une partie de la vapeur est extraite vers le circuit FW/S.

En journée, la puissance électrique nominale en optimisation 2 est d'environ 68 MWel au lieu de 50 MWel comme dans le modèle référencé. En période de soirée, la puissance électrique nominale en optimisation 2 est égale au modèle de référence (48 MWel).

Pendant les heures diurnes, la valeur nominale de la puissance électrique (68 MWel) peut être atteinte pendant une période d'environ 40 à 50 min de plus que dans le modèle de référence. Il convient de noter avec intérêt que la même turbine et le même générateur utilisés dans le PTPP référencé peuvent être utilisés dans l'optimisation 2 pour obtenir cette amélioration des performances du PTPP sur la base des spécifications du fabricant, car il peut produire une puissance maximale de 175 MW.

En période de soirée, le même taux de production d'énergie électrique (48 MWel) pourrait être atteint dans l'optimisation 2 pendant une période d'environ 33 à 40 % supérieure à la période de compensation dans le modèle de référence. En conséquence, il y a moins de dépendance aux combustibles fossiles la nuit.

Selon l'analyse des coûts, cette optimisation 2 et la stratégie d'exploitation suivie dans ce PTPP montrent que l'augmentation de 16,7% des coûts totaux du PTPP référencé est justifiée par une augmentation de 30% de la performance annuelle. Les résultats indiquent que le coût énergétique spécifique d'un PTPP est abaissé d'environ 14,5 % en augmentant la production du PTPP de 50 à 68 MWel.

Les ensembles de données générés pendant et/ou analysés pendant l'étude en cours ne sont pas accessibles au public car les données font également partie d'une étude en cours, mais sont disponibles auprès de l'auteur correspondant sur demande raisonnable.

Logiciel avancé de simulation de processus

Attempérateur

Additionneur

Soupape de commande

Irradiation normale directe

Économiseur

Évaporateur

Vanne de commande d'aspiration

L'eau d'alimentation

Vanne de régulation eau d'alimentation/FTC

Vanne de régulation eau/vapeur

Vanne de régulation de vapeur principale haute pression

Préchauffeur haute pression

Vanne de commande principale du préchauffeur haute pression du HTF

Turbine haute pression

Fluide caloporteur

Basse pression

Vanne de régulation attemperator basse pression

Vanne de régulation de dérivation basse pression

Turbine basse pression

Préchauffeur basse pression

Vanne de commande principale du préchauffeur basse pression du HTF

Débit massique

Centrale électrique à auge parabolique

Soupape de commande de redirection

réchauffeur

Fumer

Champ solaire

Surchauffeurs

Température

Stockage thermique

Vanne à double commande de stockage thermique en sortie

Vanne de régulation principale de stockage thermique à l'entrée

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Les auteurs tiennent également à remercier l'Université de technologie d'Irak.

Institut des systèmes énergétiques et des technologies énergétiques, TU Darmstadt, Otto-Berndt-Strasse 2, 64287, Darmstadt, Allemagne

Wisam Abed Kattea Al-Maliki, Falah Alobaid et Bernd Epple

Département de génie mécanique, Université de technologie d'Irak, Ministère de l'enseignement supérieur et de la recherche scientifique, Bagdad, Irak

Wissam Abed Kattea Al-Maliki & Sajda S. Alsaedi

Département de génie électromécanique, Université de technologie d'Irak, Bagdad, Irak

Hayder AQ Khafaji

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Correspondance à Wisam Abed Kattea Al-Maliki.

Les auteurs ne déclarent aucun intérêt concurrent.

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Réimpressions et autorisations

Al-Maliki, WAK, Alsaedi, SS, Khafaji, HQA et al. Un nouveau circuit d'eau d'alimentation double pour une centrale solaire à auge parabolique. Sci Rep 13, 7471 (2023). https://doi.org/10.1038/s41598-023-33829-1

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Reçu : 29 décembre 2022

Accepté : 19 avril 2023

Publié: 08 mai 2023

DOI : https://doi.org/10.1038/s41598-023-33829-1

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