Stockage « mécanique » de l’énergie
Hydraulique
Air comprimé
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Le stockage Hydraulique
La capacité de stockage : le volume et la chute
l’énergie potentielle g h à convertir en électricité
P (kW) = h g Q rendement (de 0,75 à 0,90)h hauteur nette d’eau en mQ débit nominal en m3/s
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Le stockage Hydraulique
Deux grandes familles : les barrages et les stations de pompage
hydraulique au fil de l’eau station de pompage / turbinage
Les turbines : 4 types principaux
1. La turbine Kaplan (type axial) : faible chute (<10m) débit importantgenre hélice marine à pales orientables pour s’ajuster
2. La turbine Pelton (à impulsion): hautes chutes (10-500 m), faibles débitsroue à augets alimentée en eau haute pression par injecteurs
3. Turbine Francis (centrifuge) : moyenne chute (20-350 m), débit moyen
4. Turbine Crossflow (Banki-Mitchell) (à impulsion) : rendement moyen, peu utilisée.
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Technologie mature
Barrages : développement historique des technologies adaptées
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90%
80-95%
90-95%
80-83%
Station de Transfert d’Energie par Pompage STEP
STEP de Grand’Maison ≈ deux réacteurs nucléaires !
turbineheuresforte conso
pompageheuresbasse conso ~
schéma de principe
rendement : électricité produite/électricité consommée 82%
machinehydroélectrique
réversible
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+=
mais aussi possibilité d’échanger entre un bassin de surface et un aquifère
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STEP
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Avantages
source d’énergie totalement renouvelablenon polluantecoûts de fonctionnement et entretien faiblestechnologie maturelongue durée de vie (même après 50 ans)
temps de réaction très rapidefortes capacitéspuissance produite flexibleseule EnR à production à la demandedéphasage de capacité de source /solaire en saisonnier
STEP
Coût du système à technologie hydroélectrique
données moyennes pour petites centrales hydroélectriques de 125 kW et de 32,4 MW
Coût de la turbine : $450 - $600/kW
Coût total du projet : $1.000 - $2.100/kW
Répartition des coûts :Génie civil 15 - 40%Matériel 30 - 60%
Infrastructure 10 - 15%Coûts de construction 10 - 15%Durée moyenne de construction : 2-3 ansCoût d’exploitation et de maintenance : $0,01 –
0,02/kWhr
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Altitude terrain: 2726 ft (831m) POSITION(Coordonnées GPS):Latitude............44°31'08''N Longitude.......005°44'15''E
Le site de Le Chatelet
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~ 100 m
Application à la centrale SOLENHA
Cahier des charges :20 MWe – 12h
Calcul en puissance :supposant un rendement de 80%calculer le débit pour une chute de 129 m
Calcul capacitif :en déduire le volume d’eau pour 12h de stockage
Encombrement :calculer le nombre de cuves de 15.000 m3
Hauteur = 14 m et Diamètre = 37 mou l’épaisseur d’eau sur la surface du terrain...
Pour comparaison :
ANDASOL (50 MW 7,5h 375 MWhe 1010 MWht)sensible/sel-fondu « Two-Tanks » T= 93°C: 2 cuves 14.250 m3
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Cahier des charges :20 MW – 12h soit 240 MWh (12 MW 144 MWhe)
Calcul en puissance :
P (kW) = H g QP = 0,8 129 9,81 QQ = 19,8 m3/s (11,9 m3/s)
Calcul capacitif :V = Q TV = 19,8 12 3600V = 855 360 m3 (513216 m3)
Encombrement : 56 cuves de H-14 m D-37,2 m (15.208 m3) (34 cuves ou 64 cm)
ANDASOL (50 MW 7,5h 375 MWhe 1010 MWht)sensible/sel-fondu « Two-Tanks » DT= 93°C: 2 cuves 14.250 m3
Application à la centrale SOLENHALab
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Autre solution : Le Barrage de Serre-Ponçon
P= 380 MWh= 129 mV= 1,2 milliards m3
surface 28,2 km2
débit= 300 Mm3/s
V = ?sur 28,2 km2
h = ? cm
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Autre solution : Barrage de Serre-Ponçon
P= 380 MWh= 129 mV= 1,2 milliards m3
surface 28,2 km2
débit= 300 Mm3/s
V = 513 216 m3
sur 28,2 km2
h = 1,8 cm
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En France un savoir-faire à exploiter...aussi dans ce domaine !
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CAES Compressed Air Energy Storage
rendement ~ 70-75%
stockage/déstockage thermique transformation ~ isotherme
si système adiabatique stockage thermique associé !
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schéma bloc CAESc’est aussi un système de stockage thermiqueforte puissance/capacité ...
pour limiter Tout et les pertes E : étages et échangeurs
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Electricité out/Electricité in ≈ 1,5
Combiné à une source énergétique : GN, fuel, ... biomasse, solaire !!!
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Avantages du CAES :
Stockage grande échelle : 50 – 300 MW,Peut stocker l’énergie sur de longues périodes (1 an),
Temps de réponse très court : 9 min à 12 min,
Exploitation d’un volume existant (réduction investissement),Volume de stockage invisible (acceptabilité),
Séparation des étapes compression/génération: on exploite en production 100% de la turbine à gaz (1/3 en conventionnel pour comprimer le gaz à l’entrée).
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CAES Compressed Air Energy Storage
Inconvénients du CAES :
Besoin d’une caverne pour être low-cost,Aspects de corrosion à traiter sur de l’air comprimé humide,Surveillance nécessaire de la « structure »,
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HUNTORF GermanyE.N. Kraftwerke1978 (30 ans !) 580 MWh
première CAES au mondedeux cavernes de 150.000 m3 chacuneH-200 m; D-30 mprofondeur 600-800 mPressions: 43-70 barsVitesse de décompression max : 15 bars/h290 MW pendant 2h60 MW pendant 12h
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Retour d’expérience
Deux cavernes : avantages- redondance pour maintenance,- remise en pression plus rapide en cas de remise à Patm,- minimum de 13 bars pour démarrer le compresseur (besoin d’un compresseur mobile au démarrage).
problème de tenue des canalisationsen fibre de verre/polymère
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Retours d’expérience : Huntorf
Mesures Laser sur la structureentre 1984 et 2001 : pas d’effet
échanges thermiques avec la paroisur une épaisseur de 1 m environ
Retours d’expérience : HuntorfLab
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McIntosh Alabama USAAlabama Electric Corporation1991 110 MW
Caverne de sel « cylindrique »creusée par dilution à l’eau profondeur 450-750 mH-300 m D-80 m538.000 m3 Pressions : 45-76 barsCapacité : 110 MW pendant 26 hDémarrage en 15 minConsommation 30% GN (conv 40%)première CAES à récuperateur
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Retour d’expérience
Norton Ohio USANES Norton Energy Storage2700 MW
Volume: 10 millions m3 mines de calcaire disponibles9 turbine Alstom 300 MWPH = 100 barsturbine à gaz + fuelL
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Retour d’expérience
CAES avec compensation de Pression
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Quelques perspectives d’amélioration
Stockage thermique :capacité 1.200 MWth, T~ 600°Cmatériaux résistants en T et P et corrosion !
Compresseurs adaptés :domaines de T et P (600°C, 160bars)haut rendement, débit variable, temps de réponse court (qq min)
Turbines Air :nouvelles nécessaires 300 MWdomaines de T, P, Q.
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Application à SOLENHA
Cahier des charges :Puissance 20 MWedurée 12h
hypothèses de travail :
rendement : 75%
(1) type « Huntorf »: PH = 70 bars, PB = 43 bars, T= 293 K
(2) type « Hautes »: PH = 100 bars, PB = 50 bars, T= 293 K
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Application à SOLENHA
Cahier des charges :Puissance 20 MWedurée 12h
Le travail c’est celui récupéré lors de la détente isotherme du gazde PH à Patm :
WHatm = ∫ P dV = ∫ (nRT/V) dV transformation isotherme :
= nRT ∫ dV/V = nRT ∫ dP/P = nRT ln(PH/Patm)
WHatm = n RT ln(PH/Patm)
avec n le nombre de moles d’air concernées !
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nombre de moles d’air concernées :
nH
PH
V, T
nB
PB
V, T
n = nH – nB = (PH V/RT) – (PB V/RT) = V (PH – PB) / (RT)
ce sont celles qui ont quitté le volume ... qui lui, est passé de PH à PB
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hypothèses de travail : « Huntorf » PH = 70 bars, PB = 43 bars, T= 293 K
n = V (70 – 43) 105 / (RT)
W = 20 12 3600 = 864.000 MJ (518.400 MJ)
rendement de 75%
Wcorr= 1.152.000 MJ = n RT ln (70/1) = V (PH – PB) ln (PH/Patm)
V = 100.427 m3 (60.256 m3)
comparaison « Huntorf » : V = 100.427 580MWh/240MWh = 242.700 ≈ 300.000 m3
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Autres hypothèses « Hautes » :
PH = 100 bars, PB = 50 bars, T= 293 K
W = 20 12 3600 = 864.000 MJ
rendement de 75%
Wcorr= 1.152.000 MJ = V (100 – 50) ln (100/1)
V = 50.000 m3 (30.000 m3)
Question :
Y-a-t’il une caverne de 50.000 à 100.000 m3 sous Le chatelet ???
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C’est peut-être une grande idée de construire des CES en montagne …
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