Impact of the integration of an seasonal storage on a solar district heating : Dynamic modelling and exergoeconomic analysis

Les réseaux de chaleur ont été identifiés comme une solution prometteuse pour produire une chaleur décarbonée et réduire la consommation d’énergie primaire. Pour atteindre ces objectifs, la part de renouvelable dans les réseaux de chaleur doit être augmentée. Le recours à la biomasse, largement répandu, montre quelques limites dues au stress de la ressource et une baisse d’efficacité aux faibles charges, entraînant ainsi un regain d’intérêt pour l’utilisation du solaire thermique pour alimenter ces réseaux.Le projet SunSTONE s’intéresse à l’amélioration des performances des réseaux de chaleur solaires et de leur viabilité économique en proposant des solutions innovantes pour un contrôle intelligent. Dans le cadre de ce projet, cette thèse a consisté à développer un modèle physique, exergétique et exergoéconomique de réseau de chaleur solaire et d’étudier l’impact de l’intégration d’un stockage intersaisonnier sur les performances du système global et de chacun des producteurs de chaleur. L’utilisation de données expérimentales a permis de valider le modèle. L’analyse du système de production de chaleur actuel par l’approche exergoéconomique a montré que lorsque le solaire est utilisé en remplacement d’une chaudière, le coût de la chaleur produite diminue. Cependant, l’évaluation à l’échelle annuelle révèle que l’investissement de la centrale solaire conduit à une augmentation de 6,2 % du coût moyen de la chaleur livrée. Lors de la simulation sur 10 ans du réseau de chaleur avec l’intégration d’un stockage intersaisonnier, des rendements énergétiques entre 32 et 38 % pour le champ de sondes ont été atteint et 11 % de l’énergie solaire captée annuellement ont été stockés. Il a été démontré qu’injecter dans le stockage journalier la chaleur solaire produite en fin de journée augmentait le coût de la chaleur stockée. Ces résultats démontrent l’intérêt de l’approche exergoéconomique dynamique pour dimensionner et piloter les réseaux de chaleur intégrant des systèmes de stockage.District heating have been identified as a promising solution to produce decarbonized heat and reduce primary energy consumption. To achieve these objectives, the renewable share inside heating networks must be increased. The widespread use of biomass shows some limitations due to the stress of the resource and a decrease in efficiency at low loads, thus leading to a renewed interest in the use of solar thermal to supply these networks. The SunSTONE project focuses on improving the performance of solar district heating and their economic viability by proposing innovative solutions for smart control. Within the framework of this project, this thesis consisted in developing a physical, exergetic and exergoeconomic model of a solar district heating and to assess the impact of the integration of a seasonal storage on the performances of the global system and of each heat producer. The use of experimental data allowed to validate the model. The analysis of the current heat production system by the exergoeconomic approach showed that when solar is used as a replacement for a boiler, the cost of the heat produced decreases. However, the annual scale evaluation reveals that the investment of the solar plant leads to an increase of 6.2% in the average cost of delivered heat. During the 10-year simulation of the district heating with the integration of a seasonal storage, energy yields between 32 and 38% for the boreholes field were achieved and 11% of the annual solar gain was stored. It was shown that injecting the solar heat produced at low solar irradiation into the buffer tank increased the cost of the stored heat. These results demonstrate the interest of the dynamic exergoeconomic approach to design and control district heating systems with storages