fr.wedoany.com Rapport : Des chercheurs proposent d'utiliser la technologie de stockage saisonnier de froid souterrain pour résoudre le problème de surchauffe estivale du condenseur d'une centrale solaire thermique de 10 MW à Dunhuang, en Chine. Les simulations montrent que cette solution pourrait améliorer l'efficacité de la production d'électricité et économiser des ressources en eau rares.
À Dunhuang, dans la province du Gansu, une centrale solaire thermique à concentration est confrontée à un défi de refroidissement unique. Les températures estivales élevées réduisent l'efficacité des condenseurs à air sec, tandis que le manque extrême d'eau interdit l'utilisation du refroidissement par eau. La région connaît des hivers rigoureux et des étés torrides, avec des écarts de température saisonniers extrêmes. L'équipe de recherche envisage de stocker le froid hivernal dans le sol pour refroidir le condenseur en été.
L'élément central de cette solution est l'échangeur de chaleur géothermique à sondes verticales (Borehole Heat Exchanger, BHE) — des tuyaux verticaux forés dans le sol, dans lesquels circule un fluide qui échange de la chaleur avec la roche environnante. En hiver, l'air froid refroidit le fluide, et le froid est stocké dans le sol ; en été, l'eau chaude provenant du condenseur traverse le même réseau de tuyaux, le sol absorbe la chaleur et l'eau refroidie retourne au condenseur, sans consommer d'eau douce.
Pour vérifier la faisabilité, les chercheurs ont utilisé le logiciel TRNSYS pour réaliser une simulation dynamique basée sur les données météorologiques typiques de Dunhuang, en suivant heure par heure l'évolution de la température du sol ainsi que les quantités de froid stocké et extrait. Les résultats de la simulation montrent que, par rapport à un condenseur refroidi à l'eau traditionnel, le système de stockage saisonnier de froid peut améliorer l'efficacité de la centrale jusqu'à 1,54 % ; par rapport à un condenseur à air sec, l'amélioration peut atteindre 2,74 %. Pour une centrale de 10 MW, une amélioration de 1 % à 2 % de l'efficacité représente une production d'électricité supplémentaire considérable. Parallèlement, cette solution peut réduire considérablement la consommation d'eau douce pour le refroidissement par évaporation, ce qui est crucial pour les régions arides.
L'évaluation technico-économique couvre les coûts d'investissement, de maintenance, d'exploitation et la période de retour sur investissement. Bien que le forage des sondes géothermiques entraîne des coûts initiaux élevés, les faibles coûts d'exploitation rendent le projet financièrement viable sur l'ensemble de son cycle de vie. Les chercheurs soulignent que l'analyse actuelle est basée sur des simulations et que les performances réelles dépendent des conditions géologiques souterraines, nécessitant une validation par des essais sur site.
Référence complète de l'étude : Abbas, Z., Li, Y. & Wang, R. Numerical simulation of underground seasonal cold energy storage for a 10 MW solar thermal power plant in north-western China using TRNSYS. Front. Energy 15, 328–344 (2021). https://doi.org/10.1007/s11708-020-0676-1
