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Maroc – Le Roi Soleil !

Préambule

Comme les lecteurs de Cuk.ch le savent par l’article que j’avais donné ICI en novembre 2015, depuis 1973 j’ai toujours été fan des énergies renouvelables, du soleil en particulier.

En revanche, j’ai une dent contre le photovoltaïque que je critique volontiers pour plusieurs raisons. Entendons-nous bien, je ne lui dénie pas un rôle essentiel dans certaines applications particulières mais je maintiens qu’il est inapproprié dans le cas d’installations de forte puissance.

Citation tirée de mon article précédent :

Titre d’un article du “Soleil” du 19 mai 2006

« ZIGUINCHOR — ÉNERGIE SOLAIRE : Une centrale de 7,3 mégawatts en 2007 »

Ce projet pharaonique était prévu en milliers de capteurs photovoltaïques. Le coût annoncé était d’environ 36 millions d’euros (près de 24 milliards de FCFA).

Aujourd’hui, il n’a pas vu un début d’exécution…

Rebelote à la Une du « Soleil » du 5 mars 2016 : « une centrale électrique photovoltaïque de 30 MW va être installée au Sénégal pour un investissement de 27 milliards de FCFA (40 millions d’euros). »

Et pendant ce temps…

Pendant ce temps, le Roi du Maroc Mohamed VI a inauguré le 5 février dernier « Noor I » Centrale Thermodynamique Solaire de 150 MW qui fonctionne suivant le principe de la Concentration du rayonnement solaire.

Elle sera suivie de deux autres tranches qui totaliseront 500 MW, ce qui en ferait aujourd'hui le complexe solaire le plus puissant du monde.

À noter que 500 MW, c’est actuellement la puissance de la totalité des moyens de production d’électricité installés au Sénégal !

Photo 1 Noor 1

Vue d'ensemble du complexe (Source MASEN)

Sur cette vue d’ensemble de « Noor I » on distingue les champs de miroirs paraboliques. Ils sont alignés Est-Ouest, capteurs orientés au Sud, mobiles en fonction de la hauteur du soleil sur l'horizon au cours de la journée. Ils chauffent directement à très haute température un fluide caloporteur qui est pompé ensuite vers l'unité industrielle que l'on voit au centre de l'installation.

Cette unité industrielle est une centrale électrique à vapeur classique mais sans émission de CO2, ni génération de déchets de combustible nucléaire, ni rejets d'aucune sorte. Qui dit mieux ?

Les solutions traditionnelles de production d’électricité

Qu’on les appelle Centrales Thermiques au charbon, au fuel ou Centrales Nucléaires, elles procédent toutes du même principe en termes de production d’électricité.

Le courant est toujours généré par un alternateur qui est entraîné par une Turbine à vapeur montée «en ligne», de manière coaxiale. Leur vitesse de rotation en service est en général de 3 000 t/mn, 1 500 t/mn pour les très fortes puissances. Ce qui les différencient, c’est la façon dont la vapeur est générée.

Les deux premières utilisent une chaudière qui chauffe de l’eau déminéralisée, la transformant en vapeur à haute pression pour entraîner la turbine.

Dans les Centrales nucléaires, c’est un « Réacteur Nucléaire » qui fournit la chaleur nécessaire à convertir l’eau déminéralisée en vapeur à haute pression.

Les premières rejettent du CO2 et des suies (souvenir de la pollution atmosphérique dantesque du 13 décembre 2013 sur Paris, qui provenait d'Allemagne par la grâce d'une météo malintentionnée !), résultat de la combustion du carburant. Les centrales au fuel se distinguent par le rejet supplémentaire de soufre natif en cas d’utilisation d’un fuel lourd de qualité médiocre.

Si les Centrales nucléaires ne rejettent pas de CO2, elles posent en revanche le problème du stockage des fameux déchets nucléaires qui subsistent après la réaction du combustible. Ces déchets sont éminemment dangereux puisqu’ils conservent une très longue période de radioactivité résiduelle.

Centrale Thermique de Porcheville

Photo 2 Centrale_de_Porcheville

La Centrale Thermique de Porcheville

C’est la Centrale Thermique «classique» la plus puissante que je connaisse.

Construite sur les bords de la Seine, elle est parfaitement visible de l’A13 au départ de Paris.

Avec 4 Groupes Turbo-Alternateurs de 600 MW, elle totalise 2 400 MW de puissance installée, l’équivalent de deux centrales nucléaires standard.

La première unité de production est entrée en service en 1968, les suivantes respectivement en 1973, 1974 et 1975. Elle ne fonctionne désormais qu’en appoint sur le réseau EDF pendant les Pointes d’hiver.

Particularités des centrales thermodynamiques solaires à concentration

Un capteur solaire plan ne permet guère de dépasser des températures de 90-95 °C à la sortie du capteur. L’exemple type est le chauffe-eau solaire.

Les miroirs paraboliques cylindriques

Ces miroirs bénéficient de la capacité d’une surface réfléchissante de forme parabolique à concentrer le rayonnement reçu vers le «foyer» de la parabole.

Schema de principe

Photo 3 Miroir_creux

Le schema de principe d'un capteur solaire à chauffage direct du fluide caloporteur

Les miroirs de « Noor I » sont articulés sur un axe qui leur permet de pivoter au cours de la journée, à la poursuite du soleil. Le mouvement est commandé par ordinateur depuis la Salle des Commandes de la Centrale.

À noter que c’est une société française qui fabrique la partie mécanique des ensembles mobiles, qui sont de très belles pièces de fonderie et d’usinage.

Photo 4 Miroir_Detail

Un des miroirs de Noor I

On distingue bien le tube situé au foyer, dans lequel circule le fluide caloporteur

Photo 5 Noor 1 Miroirs a Midi

Vue d'ensemble prise à midi, capteurs orientés à la verticale

La taille des personnages donne une idée de celle des capteurs

Le fonctionnement

Dans les centrales solaires à concentration par miroirs cylindriques, le rayonnement solaire est utilisé pour chauffer à haute température un fluide caloporteur spécifique qui circule dans un tube disposé au foyer de la parabole. « Noor I » utilise «Dowtherm A» développé par Dow Chemical, qui supporte une température à la sortie des capteurs de 393 °C. Transporté par pompage à travers un réseau de conduites calorifugées, c’est lui qui transformera l’eau déminéralisée en vapeur en passant à travers un échangeur thermique Caloporteur/Eau déminéralisée.

Une fois qu’il a cédé ses calories, il retourne en circuit fermé au réseau de capteurs pour y être remis en température. Il n’a aucun contact avec l’atmosphère extérieure.

Comme dans toute centrale thermique à vapeur, il faut condenser la vapeur détendue à la sortie de la turbine BP pour la réintroduire dans le cycle de production de vapeur sous forme d’eau déminéralisée. De manière traditionnelle, le système fonctionne en circuit fermé.

C’est là qu’interviennent les aéroréfrigérants (vous savez, les «diabolos» gigantesques de certaines centrales nucléaires dont les «antis» ont voulu nous faire croire à une époque qu’ils étaient surmontés d’un nuage radioactif alors que leur seul rejet est de la vapeur d’eau).

Avec une puissance nominale de 150 MW, « Noor I » se contente de bassins d’aéroréfrigérants au sol, alimentés en eau froide par une rivière qui se trouve à 12 km du site. Pas de retour d’eau chaude à la rivière puisque le pompage consiste à maintenir à niveau les bassins pour compenser l’évaporation naturelle d’un tel système.

Pour pallier les aléas de la pluviométrie et assurer la continuité du fonctionnement du système, les concepteurs ont prévu une série de bassins de stockage d’eau qui totalisent 300 000 m3.

« Noor I » est couplée au réseau électrique via la station de Ouarzazate 225/60 KV installée à proximité.

Et la nuit ?

Sans parvenir au Graal du fonctionnement H24 de la Centrale Solaire de Diakhao construite au Sénégal dans les années soixante-dix, « Noor I » possède un système de stockage de l’énergie sous forme de Sel Fondu à haute température capable d’assurer la continuité de production de vapeur pendant 3 heures après le coucher du soleil. C’est un bon début.

Coût et Financement

L’investissement consacré à « Noor I » est évalué à un milliard d’euros environ.

Le projet a été réalisé en Partenariat Public-Privé, l’opérateur étant ACWA Power Ouarzazate, un consortium constitué de ACWA Power (Arabie Saoudite), Masen (agence marocaine pour l’énergie solaire), Aries (Espagne) et TSK (USA).

La durée du contrat est de 25 ans, pendant lesquels le consortium vendra le courant à l’ONEE (Office National de l’Électricité et de l’Eau Potable). À la fin de cette période, les installations deviendront propriété de l’ONEE.

La Banque Africaine de Développement (BAD) et la Banque Européenne d’Investissement (BEI) ont participé au financement.

L’avenir

La suite du projet, ce sont « Noor II » et « Noor III », qui fonctionneront suivant l’évolution ultime connue à l’heure actuelle : Concentration de la totalité des rayons solaires renvoyés par des miroirs mobiles vers une tour dont le sommet serait le foyer de la gigantesque parabole virtuelle constituée par l’ensemble des miroirs. Les températures atteintes au foyer sont telles que le fluide caloporteur est constitué de Sel Fondu dont le flux alimente directement à plus de 600 °C un Échangeur Sel Fondu/Eau déminéralisée pour générer la vapeur destinée à la turbine.

En guise de conclusion

Un tel projet n’a pu se réaliser que grâce à une ferme volonté politique exprimant une vision à long terme, d’où le titre à tiroir de mon article.

Volonté politique ? Vision à long terme ? À mon humble avis, voila des termes bien éloignés des préoccupations des « politiques qui nous gouvernent ».

Pour finir, je dirai q'une telle centrale solaire, ce n'est définitivement pas l'accumulation simpliste de milliers de panneaux photovoltaïques sur des centaines d’hectares !
--
Marc, l'Africain

18 commentaires
1)
tibet
, le 29.03.2016 à 07:00
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Bonjour MG.

Merci pour ton article. Tu peux en dire un peu plus sur « directement constitué de Sel Fondu dont le flux » ? Le sel se dissous uniquement à la chaleur ? On fait d’autres choses ?

2)
Jaxom
, le 29.03.2016 à 09:43
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D’après wikipedia, on utilise des nitrates de sodium et de potassium, pas le chlorure de sodium. Ils ont une température de fusion autour des 300-330 °C. Alors que le NaCl est à 900 °C.

Le sel ne se dissout pas, il fond, il devient liquide. Tout comme la glace devient de l’eau à 0 °C. Une fois liquide, on peut le faire circuler dans les tubes comme l’eau. Par contre il faut le conserver à plus de 300 °C pour qu’il reste liquide, sinon il se fige dans les tuyaux.

L’avantage par rapport à l’eau, c’est qu’on peut monter beaucoup plus haut en température sans être en phase gazeuse. On a alors une chaleur massique bien plus importante et on supprime les difficultés dues à la pression du gaz.

3)
Jaxom
, le 29.03.2016 à 09:53
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Oh, pardon. Il semble que les nitrates de sodium et de potassium ne soient utilisés que pour le stockage de la chaleur, pas dans la partie chauffage à 600 °C car ces sels se décomposent au-dessus de 400 °C.

Sur toutes les descriptions de centrales solaires que je trouve, il n’y a pas de détail sur la composition du fluide caloporteur. Juste sur une centrale américaine, on parle d’huile synthétique.

Il n’y a que pour la centrale espagnole dont j’ai mis le lien plus haut où on détaille la composition d’un sel, mais c’est seulement pour la partie stockage de chaleur.

5)
M.G.
, le 29.03.2016 à 09:55
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Quelques précisions complémentaires :

« Molten Salt » ou « Sel Fondu » en français, c’est clair : le sel utilisé est bel et bien fondu, pas dissous. La définition qu’en donne Wikipédia est la suivante :
« Un sel fondu fait référence à un sel en phase liquide tandis qu’il est normalement en phase solide dans les conditions normales de température et de pression (CNTP). »

Dans les systèmes thermodynamique à basse température, on utilise couramment de l’eau comme fluide caloporteur, à laquelle on ajoute un glycol pour augmenter sa température d’ébullition et éviter la formation de vapeur dans les circuits. La limite est de l’ordre de 105 °C. Au-delà de cette température, on utilise des huiles diverses.

À 400 °C, on passe aux produits du type «Dowtherm A» développé par Dow Chemical.

Au-delà et jusqu’à près de 700 °C, les sels fondus sont actuellement en vogue.

Ce qu’il faut comprendre : un fluide caloporteur qui circule par pompage dans un circuit doit rester en phase liquide pour remplir sa mission. Dans tous les cas, l’ennemie est l’apparition d’une phase gazeuse dans le circuit.

6)
ToTheEnd
, le 29.03.2016 à 11:18
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Il est évident qu’un système dans ce genre est plus efficace dans ces pays qu’une installation photovoltaïque qui est « sensible » aux fortes chaleurs et qui par conséquent, à de moins bons rendements et détériore plus rapidement le matériel.

L’inverse n’est toutefois pas exact pour des pays comme l’Allemagne qui ne bénéficie pas d’un ensoleillement optimum si on le compare au Maroc ou d’autres pays de la région. Pour avoir un peu de recul sur l’échelle du problème, l’Allemagne bénéficie d’un ensoleillement d’environ 50-80 jours par an alors que le nord de l’Afrique, c’est 120-180 jours…

Ceci dit, je ne dis pas que le photovoltaïque est la panacée pour l’Allemagne ou les pays européens… sûrement pas d’ailleurs. Mais le modèle teuton est tellement encensé par les écolos de seconde zone qu’il est futile de lutter.

T

7)
Ritchie
, le 29.03.2016 à 11:28
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Quand tu parles de l’équivalent de Porchefontaine, ce n’est pas 2 centrales nucléaire, mais plutôt 2 tranches (c’est-à-dire 2 complexes composés chacun de son réacteur et de tout le toutim).

Une tranche nucléaire, nouvelle non EPR, peut générer jusqu’à 1450 MW avec la 3ème génération de réacteurs (2 tranches à Chooz B et 2 tranches à Civaux) et avec l’EPR de Flammanville on atteidra les 1600 MW.

8)
ToTheEnd
, le 29.03.2016 à 11:33
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Il sera intéressant de voir les statistiques réelles de production du kWh/an pour ce projet car pour le moment, les très gros projets (genre Ivanpah pour ne pas le nommer est qui est la plus grande centrale solaire à concentration au monde) ne fournissent pas les résultats escomptés. Pour Ivanpah, au-delà de cramer quelques centaines (ou milliers) d’oiseaux en plein vol, les résultats sont 40% en dessous des objectifs…

T

9)
Thierry F
, le 29.03.2016 à 14:46
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Merci à l’auteur pour cet article très intéressant.
Pour aller plus loin, il conviendrait de réfléchir à la question de l’utilisation de l’énergie récupérée. Ne faudrait-il pas installer les usines auprès des sources d’énergie?
La question du photovoltaïque est traitée d’une manière très originale par lowtech magazine : http://www.lowtechmagazine.com/2008/03/the-ugly-side-o.html

11)
M.G.
, le 29.03.2016 à 18:07
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@ToTheEnd
Dans le cadre de l’énergie solaire, Il est évident que le Maroc est gâté par la nature. Nonobstant l’ensoleillement exceptionnel, le plateau naturel dont il dispose pour l’édification des trois tranches de « Noor » est une bénédiction des dieux.

Ce qui m’a fait m’intéresser à ce projet, c’est avant tout qu’il ait été développé au Maroc.

Merci pour le lien vers « Ivanpah ». Il est intéressant par toutes les réserves qu’il soulève, en particulier le sort des tortues du désert et celui de ces malheureux volatiles qui finissent comme la colombe de la paix dans « Mars Attacks! » ;-)

Plus sérieusement, « Ivanpah » prouve que nous sommes bien dans une période charnière de la recherche en la matière. Quant à « Noor », la plateforme comporte en 4° Phase un champ de panneaux photovoltaïques à titre expérimental. De quoi contenter tout le monde et transformer le site en laboratoire mondial.

12)
M.G.
, le 29.03.2016 à 18:10
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@Thierry F
Merci pour le lien vers Low-Tech Magazine dont le thème « Doubts on progress and technology » me va très bien ;-)

13)
M.G.
, le 29.03.2016 à 18:16
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Pourvu que ça ne tombe pas en panne et que l’entretien soit à la hauteur…

Hélas, des pannes, ils en subiront comme tous les complexes industriels. Reste à espérer qu’elles ne seront pas de nature à remettre en cause la viabilité du projet.

La maintenance et l’entretien ? C’est une question de rigueur et de formation du personnel. Une école régionale de formation est justement prévue, financée par le projet.

14)
ToTheEnd
, le 29.03.2016 à 20:49
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Ce qui m’a fait m’intéresser à ce projet, c’est avant tout qu’il ait été développé au Maroc.

Mais le projet est très intéressant et d’après moi, il répond parfaitement aux réalités géo-politiques de ce pays (et partenaires). Pour ce qui est du projet Ivanpah, ce qui m’a le plus choqué, c’est le gaz nécessaire à son fonctionnement…

T

15)
M.G.
, le 30.03.2016 à 01:16
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Pour ce qui est du projet Ivanpah, ce qui m’a le plus choqué, c’est le gaz nécessaire à son fonctionnement…

J’avoue que je reste en effet dubitatif sur cette particularité du projet. Cela dit, pendant la période nocturne, il faut bien conserver une viscosité raisonnable aux sels fondus pour qu’ils puissent continuer à circuler dans les tuyauteries. Il faut donc les réchauffer, d’une manière ou d’une autre.

« Noor I » ne souffre pas de cette sujétion, puisque le fluide caloporteur reste liquide à la température ambiante. Dès le lever du soleil, le cycle redémarre progressivement jusqu’à atteindre la température nominale de fonctionnement.

De toutes ces réflexions, il ressort que nous vivons les débuts d’une nouvelle ère de l’exploitation de la thermodynamique.

16)
ToTheEnd
, le 30.03.2016 à 08:58
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Cela dit, pendant la période nocturne,

Cette monstrueuse consommation de gaz intervient uniquement le matin pour relancer l’affaire… heureusement.

T

17)
zit
, le 31.03.2016 à 21:53
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Merci pour cette découverte, c’est vraiment un projet magnifique.

Mais je me demande si le problème de l’énergie n’est pas tout simplement le(s) monopole(s), tant de la captation que de la distribution. Je crois beaucoup en l’avenir de l’autoproduction de l’énergie, la petite structure qui alimente une petite consommation… Va falloir apprendre à être frugaux ;o).

Je suis peu surpris du peu de suivi des projets du type Trombe (que je ne connaissais pas, merci pour le lien), il est hors de question que l’énergie ne soit pas un enjeu monopolistique, n’est-il-pas ?

z (Et cet y vend pas, il achète du gaz, quel délire ! je répêêêêêêête : à table)

18)
Jean-Yves
, le 31.03.2016 à 22:35
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Non spécialiste, mais très sensible au sujet pour être quatre fois grand-père, ce rappel de l’excellent Pierre Barthélémy ne m’a pas franchement rassuré :(