SMA annonce son SunnyBoy 5000 Smart Energy

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SMA annonce son SunnyBoy 5000 Smart Energy



29/01/2013 Vieux  
 
  39 ans, Liège
 
En complement de la compatibilite des onduleurs TL avec le reseau sans neutre, SMA a annonce a Intersolutions la disponibilite future de son Sunny Boy 5000 Smart Energy.

SMA annonce son SunnyBoy 5000 Smart Energy

C'est la premiere fois qu'un fabricant d'onduleur propose une solution integree permettant de favoriser l'auto-consommation.
En gros le Smart Energy permet de stocker une partie de l'energie produite lorsque celle-ci excede la consommation et de la restituer lorsque la consommation augmente et que la production diminue.

C'est une solution extremement elegante qui a l'avantage de diminuer l'utilisation du reseau.
Les batteries sont au Li-IOn et ont une capacite d'environ 2kWh.

Un peu plus d'infos en anglais ici:
http://files.sma.de/dl/2485/SMART_HOME-KEN123613W.pdf

J'ai demande des infos complementaires a SMA...
29/01/2013 Vieux  
 
  40 ans, Liège
 
On voudrait connaître le surcoût par rapport à un SB 5000 normal, la durée de vie attendue de la batterie, la perte de performance attendue de celle-ci au fil des années, la facilité de remplacement de celle-ci

Je suppose que ça fait partie de ce que tu as demandé.

On dirait d'après la figure que c'est réglé pour charger la batterie dès que Production-Consommation > 70% puissance nominale (norme allemande ?). On aurait pu s'attendre à ce que la batterie se charge dès que Production-Consommation > 0 et batterie pas pleine. Est-ce pour éviter les petites charges/décharges fréquentes ?

Très intéressant en tout cas.

SMA annonce son SunnyBoy 5000 Smart Energy

Dernière modification par marc.d 29/01/2013 à 13h29. Motif: image ajoutée
29/01/2013 Vieux  
  Luxembourg
 
C'est un produit surtout spécifique au marché allemand, où l'on favorise l'auto-consommation. Le coût des batteries sera assez important pour un avantage pas encore évident chez nous. Sauf à taxer l'utilisation du réseau en fonction des kWh réellement injectés et pris.
29/01/2013 Vieux  
 
  39 ans, Liège
 
Oui mais ecologiquement parlant c'est assez seduisant comme solution.
29/01/2013 Vieux  
  Luxembourg
 
Citation:
Posté par jeanphi500 Voir le message
Oui mais ecologiquement parlant c'est assez seduisant comme solution.
Je t'invite alors à regarder du coté de chez Plugwise, des petits boitiers fonction en réseau qui permettent d'enregistrer les consommations des appareils mais aussi de pouvoir les "programmer" pour qu'ils se mettent en route à des moments bien précis de la journée.
La solution SMA permet de stocker une partie de l'énergie pour la consommer plus tard. Ici, c'est pour consommer au moment où la production serait maximale. Les 2 sont assez complémentaire.
SMA a aussi une solution similaire à Plugwise, mais un peu plus couteux et en bluetooth, ce qui n'est pas toujours l'idéal.
30/01/2013 Vieux  
 
  Hainaut
 
On arrivera tout doucement à avoir un meilleur équilibrage production/consommation.

Qui sait dans le futur il n'y aura peut-être plus de réseau... Autarcie, mini-réseaux collectifs de voisinage, ...
30/01/2013 Vieux  
 
  40 ans, Brabant Wallon
 
Gestion intelligente de l’énergie pour l’alimentation énergétique du futur
« La gestion intelligente de l’énergie, qui optimise automatiquement la production et la consommation, est la clé de l’alimentation énergétique décentralisée et renouvelable du futur. Dans cette optique, il est impératif de disposer de technologies de stockage novatrices et d’outils permettant d’établir des prévisions. Dans le cadre du concept SMA Smart Home, nous avons déjà développé des solutions d’avenir, dévoilées aux professionnels à l’occasion du salon Intersolar », indique Roland Grebe, Directeur Recherche et Développement de SMA. Le Sunny Boy 5000 Smart Energy s’inscrit parfaitement dans l’approche SMA Smart Home. Il s’agit du tout premier équipement à combiner, dans un boîtier compact pouvant être installé au mur, un onduleur photovoltaïque à haut rendement et un système de stockage. Sa batterie lithium-ion affiche une capacité utile d’environ 2 kilowatts-heure et autorise ainsi un fonctionnement des plus économiques. En effet, contrairement aux cellules de stockage plus imposantes qui n’atteignent leur pleine capacité que les jours où les conditions sont les plus favorables, cette cellule de dimensions modestes accroît jusqu’à 30 % le taux d’autoconsommation, et ce, quasiment toute l’année. L’auto-consommation peut également être optimisée grâce au recours complémentaire au Sunny Home Manager. Ce dernier commande de manière intelligente les appareils électroménagers en se basant sur les prévisions d’ensoleillement transmises par le Sunny Portal de SMA. L’exploitant de l’installation photovoltaïque est donc moins dépendant des fournisseurs d’énergie et des tarifs de l’électricité, en constante hausse. La commercialisation du Sunny Boy 5000 Smart Energy est prévue dans le courant de l’année 2013.

http://www.sma-benelux.com/fr_BE/act...news/1504.html
30/01/2013 Vieux  
 
  40 ans, Brabant Wallon
 
La Belgique veut créer une île pour stocker l’énergie éolienne


L'annonce a fait le tour des médias et de fait, elle est des plus fascinantes : la Belgique envisage de construire une île artificielle en forme d'anneau qui lui permettrait de "stocker" l'énergie produite par ses champs d'éoliennes de Mer du Nord.

"Nous avons beaucoup d'énergie éolienne et parfois, elle est perdue simplement par manque de demande en électricité", explique une porte-parole du vice-premier ministre et ministre de l’économie, Johan Vande Lanotte. Bruxelles espère porter de 380 mégawatts (MW) aujourd'hui à 2 300 MW en 2020 la capacité globale de ses champs d'éoliennes en Mer du Nord, afin de remplacer une partie de la production des deux centrales nucléaires de Doel et Tihange, dont la fiabilité a été mise en cause l'an dernier.
A quoi ressemblerait l'"atoll énergétique" ? "Il s'agirait d'une sorte d'île circulaire, un grand 'donut' posé sur le sable. A l'intérieur, il y aurait un grand puits", a expliqué le ministre lors d'une présentation du projet au comité portuaire de Zeebrugge, dans le nord du pays, mercredi 16 janvier, raconte Le Soir.
L'île serait créée à 3 km au large de la ville voisine de Wenduine. Elle s'étendrait sur un diamètre de 2,5 km, à 10 mètres au-dessus du niveau de la mer. Elle serait proche de deux parcs C-Power (6 éoliennes aujourd'hui, 54 à la fin de l'année) et Belwind (55 éoliennes), qui produisent de l'électricité depuis respectivement 2009 et 2010 au large de Zeebrugge, ainsi qu'un autre champ de 72 éoliennes, Northwind, qui doit voir le jour cette année.

Si l'idée peut paraître folle, son principe de fonctionnement est déjà connu : c'est celui utilisé par les Stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), mais de manière inversée. "Tout repose sur un puits de 30 mètres de profondeur construit au centre de l'île et rempli d'eau en temps normal", explique Marijn Rabaut, expert pour la mer du Nord auprès du ministère. Lors de périodes de surplus d’électricité (en cas de pic de production lorsque le vent souffle abondamment ou de demande faible par exemple la nuit), l’eau serait pompée du fonds du puits et déversée dans la mer, en utilisant l’électricité excédentaire. A l’inverse, en cas de besoin d’énergie, l’eau coulerait naturellement de la mer vers le puits en passant par des écluses puis des turbines hydrauliques afin de produire de l’électricité.
Schéma générique du fonctionnement d'une centrale STEP, par le site Connaissance des énergies
Edit : dans le cas du projet d'île en Belgique, le bassin supérieur s'avère la mer, tandis que le bassin inférieur est constitué par le puits :


"Le système de turbinage/pompage couplé à des éoliennes est une très bonne solution pour absorber localement l'intermittence de cette énergie renouvelable et produire continuellement et de manière réglable de l'électricité", explique Bacha Seddik, chercheur au Laboratoire de génie électrique de Grenoble. L'électricité est en effet complexe et coûteuse à stocker. De nombreux producteurs d'électricité travaillent sur des solutions diverses, à base de batteries, d'hydrogène ou d'air compressé. Développer des systèmes de stockage pour les énergies renouvelables, par nature irrégulières et impossibles à adapter à la demande, est donc particulièrement intéressant.
"L'idée de construire une île artificielle s'avère par ailleurs très innovante, poursuit le chercheur. C'est possible techniquement car la mer en Belgique n'est pas très profonde, intéressant dans la mesure où le pays n'a pas de relief pour construire des barrages sur terre et pratique car la connexion entre les éoliennes et le système est optimisée : l'île pourrait servir de support aux pylônes." "Par contre, cette île va probablement représenter 90 % du prix du projet, qui devrait être très important", estime-t-il.
Le projet aurait séduit un consortium international comprenant des sociétés belges, dans le cadre d'un plan d'aménagement spatial de la mer du Nord, assure Le Soir. La conception et construction de l’île pourraient prendre cinq ans, à condition que le gestionnaire du réseau belge d’électricité, Elia, installe des liaisons électriques vers la côte.

Le concept fait aussi l'objet de recherches au Danemark, où le laboratoire national Risø et des architectes travaillent à une île avec un réservoir de 3,3 km2 pouvant produire 2,75 GWh d'électricité – soit l'équivalent de la consommation de Copenhague pendant 24 heures.
Reste la question du bilan carbone de tels projets, la pollution occasionnée par la construction et la mise en fonctionnement des îles pouvant surpasser, du moins à court terme, l'intérêt environnemental de produire une énergie renouvelable. "L'île et le puits seront construits intégralement en sable, précise Marijn Rabaut. L’atoll aura également une fonction environnementale : il pourra être utilisé pour accueillir des zones de reproduction d’oiseaux de mer (sternes, goélands bruns…)." Pas sûr, toutefois, que cela suffisse à compenser l'empreinte écologique de l'île.

http://ecologie.blog.lemonde.fr/2013...rgie-eolienne/
30/01/2013 Vieux  
 
  40 ans, Brabant Wallon
 
Le réseau électrique se cherche une batterie
ParJean-François Marchand |Energymag |01.02.12 |Publié dansEnergymag n° 19 |

Stockage d'électricité | Dossiers


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Avec l'intégration des énergies renouvelables intermittentes, une croissance toujours soutenue de la pointe de consommation, et de nouveaux usages électriques, notre système électrique va être soumis à des tensions sans cesse plus fortes. Une solution se dessine: développer le stockage de l'électricité pour que la demande et l'offre coïncident en permanence. Un domaine où les innovations technologiques foisonnent et se complètent. Etat des lieux.
A Pelznau, à quelques kilomètres de Berlin, le producteur d'électricité renouvelable Enertrag vient d'inaugurer une centrale hybride d'un genre nouveau. Celle-ci associe des éoliennes, une installation de biométhanisation et un électrolyseur couplé à une unité de stockage d'hydrogène sous forme gazeuse. Deux moteurs de cogénération au biogaz complètent le dispositif. Cette centrale innovante, première du genre, est ainsi capable de convertir par électrolyse de l'eau l'énergie éolienne en hydrogène et, lorsque le besoin s'en fait sentir, reconvertir celui-ci en électricité dans les moteurs de cogénération en le mélangeant à du biogaz. Elle pourra ainsi mettre à disposition de l'électricité excédentaire stockée sous forme d'hydrogène en cas de demande de pointe sur le réseau mais surtout réguler la production d'électricité renouvelable au plus près des prévisions de production, permettant ainsi au producteur de s'affranchir de l'aléa météorologique. Cet exemple illustre tout l'enjeu du stockage de l'électricité: permettre une meilleure intégration des énergies renouvelables intermittentes, en particulier l'éolien, mais aussi (et surtout) lisser la production afin de faire coïncider l'offre et la demande à tout moment et au meilleur coût.
Une consommation de pointe en décrochage

C'est que le réseau électrique est sous tension. On savait la demande électrique irrégulière, on consomme ainsi plus le jour que la nuit, plus en semaine qu'en week-end. Mais avec la libéralisation du marché et la croissance incessante des usages électriques, la fluctuation de la demande s'est accentuée, avec des pointes de consommation toujours plus élevées. La demande de pointe sur le réseau belge peut ainsi dépasser les 14 GW, alors que la demande de base varie entre 8 et 12 GW. Chez nos voisins français, la consommation électrique bat des records année après année, avec une consommation de pointe qui est passée de 75 GW à 96 GW en dix ans et devrait continuer à grimper jusqu'à 110 GW en 2020! Certes, cette consommation de pointe n'apparaît que quelques heures par an seulement, mais il faut bien la satisfaire. On a recourt pour cela à des centrales électriques dites "de pointe", essentiellement des centrales thermiques fonctionnant au gaz, au charbon ou au fioul, qui peuvent être sollicitées dans des délais très courts. L'inconvénient c'est que ces centrales sont fort émettrices de CO2. La RTE, le gestionnaire de réseau de transport d'électricité français a ainsi calculé que les émissions de CO2 induites par la production française d'électricité explosaient à 12.126 tonnes par heure alors que la pointe culminait à son plus haut niveau jamais atteint: 96.250 MW. A comparer à des émissions de 7.250 tonnes par heure lorsque les moyens de pointe sont peu ou pas sollicités. Autre inconvénient: cette production de pointe mobilise des capitaux importants et coûte cher! En Belgique, la capacité de pointe représente 2.226 MW, soit près de 17% de la capacité totale de production. Mais elle ne couvre que 2% du volume annuel d'électricité produite. Il y a là une disproportion entre la capacité nécessaire et la production effective. Avec comme conséquence une explosion du coût au MWh, les coûts fixes et variables de ces unités de pointe devant être payées sur une production très faible: à peine 1,5 million de MWh en 2008!
L'intermittence en cause

A cela s'ajoute une production de plus en plus décentralisée et la montée en puissance du renouvelable dont l'intermittence complique singulièrement la donne, en particulier l'éolien. Avec ses 123 parcs installés et une capacité de 911 MW à fin 2010, la production d'électricité éolienne ne représente actuellement que 2,5% de la production électrique belge. Pas encore de quoi "déstabiliser" le réseau. Mais l'éolien est appelé à croître de façon exponentielle: selon Edora, la Fédération de l'Energie d'Origine Renouvelable et Alternative, la capacité installée devrait être multipliée par 6 d'ici à 2020 (6.300 MW) et la production devrait grimper à 15,7 % de la production nationale! Une donne qui changera considérablement la manière de gérer le réseau électrique. Car, si l'on peut aujourd'hui mieux prévoir la production des parcs éoliens, grâce à des outils prévisionnels de vent de plus en plus pointus, l'éolien reste confronté à deux problèmes majeurs: sa production ne correspond pas forcément aux périodes où la demande est présente et ses chutes de production peuvent être brutales. En Allemagne, depuis que la production éolienne est devenue prioritaire (ce qui est produit doit être injecté dans le réseau), on a vu ainsi apparaître le phénomène des prix négatifs: les producteurs d'électricité préférant "payer" une prime à l'acheteur pour "consommer" le surplus de production excédentaire, plutôt que de réduire le régime des centrales de production de base (centrales thermiques et nucléaires), opération plus coûteuse. Une "logique" qui a vu le MWh atteindre le prix négatif de 500 € en 2009, lorsqu'une tempête a traversé l'Allemagne faisant tourner les éoliennes au maximum de leur rendement. A l'opposé, il est encore plus difficile de compenser la baisse de régime du vent, qui peut se révéler brutale et rapide. Des modélisations montrent ainsi que pour une capacité éolienne de 1.800 MW, la production peut chuter de 1.800 MW à 200 MW en moins d'une heure. Ce qui nécessiterait la mise en production de 1.600 MW de capacité de pointe pour maintenir le niveau de production. C'est quasi la capacité actuelle du parc de production de pointe en Belgique! Bref, au plus l'éolien se développera, au plus les besoins en moyens de production de pointe grandiront encore.
Urgent de développer le stockage

Le modèle selon lequel "la production couvre la demande" sera de plus en plus difficile à tenir à l'avenir. Là où une bonne gestion prévisionnelle des moyens de production pouvait suffire, il faudra demain trouver de nouvelles solutions. Pour apporter de la flexibilité et gérer les problèmes de pointe et d'intégration des énergies renouvelables sur le réseau, le stockage massif d'électricité apparaît ainsi comme une solution indispensable et même urgente. Conséquence: les projets de développements se multiplient en Europe, aussi bien à grande échelle (stockage d'énergie d'une ferme éolienne, par exemple), qu'à petite (énergie d'un toit solaire). Et de nombreuses technologies novatrices se développent. L'enjeu pour la filière électrique est double. D'abord réduire au maximum l'intermittence des énergies renouvelables (EnR), en lissant leur production grâce à des "batteries tampons", tout en améliorant les prévisions de production et l'équilibre du réseau entre l'offre et la demande. Ensuite favoriser la production d'une énergie distribuée, c'est à dire consommée directement à proximité du lieu de production, indépendamment du réseau. Reste que si l'on stocke facilement le pétrole, le gaz ou le charbon, l'électricité, elle, ne se stocke pas directement. Il faut donc la convertir en d'autres formes d'énergies intermédiaires qui elles sont stockables. Puis faire la transformation inverse afin d'utiliser cette énergie, avec le meilleur rendement possible. Le panel des technologies étudiées est vaste et plusieurs technologies de stockage vont se disputer la suprématie à l'avenir.
Les STEP à la pointe

Parmi les solutions de stockage de très grande capacité (de l'ordre du GWh) la plus répandue et la plus efficace actuellement est le pompage-turbinage dont près de 150 GW de capacités sont installées dans le monde. Ces stations de transfert d'énergie par pompage (STEP) sont des installations hydroélectriques qui pompent de l'eau dans un bassin inférieur aux heures creuses afin de remplir une retenue située en hauteur en amont; l'eau est ensuite relâchée quand nécessaire, entraînant des turbines qui produisent de l'électricité. Chez nous, la station de Coo-Trois-Ponts est un bel exemple d'application de cette solution de stockage (voir encadré). Avec sa capacité de 1.164 MW, elle peut stocker jusqu'à 5 GWh. Elle fut mise en service dans les années 1970 afin de réguler la production de la centrale nucléaire de Tihange, dont il est difficile d'arrêter la production la nuit. Mais avec l'interconnexion des marchés d'électricité, celle-ci est aujourd'hui de plus en plus utilisée pour ajuster l'offre et la demande sur les différents réseaux qui échangent de l'électricité en permanence. L'an dernier, elle a ainsi permis de stocker 1,8 TWh sur une production totale de 76,7 TWh. Dans la perspective du développement des capacités éoliennes, la Creg, le régulateur des marchés, recommande aujourd'hui de développer d'urgence une deuxième grande centrale de pompage-turbinage de la dimension de celle de Coo, centrale qu'elle souhaite voir mise sous le contrôle du gestionnaire de réseau électrique Elia comme capacité de "réserve".

Le pompage-turbinage consiste à produire de l'électricité avec une centrale hydroélectrique réversible qui utilise l'énergie potentielle de l'eau grâce à deux réservoirs placés à deux hauteurs différentes. Lorsque l'on veut stocker de l'énergie, il faut pomper l'eau du bassin en aval à celui en amont, et si l'on veut produire de l'électricité, il faut turbiner l'eau du bassin en amont au bassin en aval. En Belgique, une seule unité de ce type existe: la centrale de Coo-Trois-Ponts sur l'Amblève. L'installation sert à adapter la fourniture (constante) en énergie de la centrale nucléaire de Tihange aux besoins (variables) du réseau. L'eau est pompée quand la demande est faible et turbinée lors des pics de consommation. La centrale de Coo est ainsi capable de fournir 1.164 MW pendant 5 heures (un stockage de 5 GWh).

Vers des centrales hydro-éoliennes
Lors du pompage-turbinage, environ 25% de l'électricité est perdue dans le processus, mais le grand avantage est le temps de réaction, le passage du mode pompage au mode turbinage s'effectuant en moins de deux minutes. Ce qui confère aux STEP une très grande efficacité pour réguler les variations brutales de la production comme celle que peut connaître l'éolien. Ainsi, une centrale de pompage-turbinage de 1.000 MW qui tourne à pleine capacité peut relâcher en quelques secondes ses 1.000 MW de puissance de pompage pour faire face à une baisse de vent. Elle peut ensuite passer en mode production et turbiner 1.000 MW de puissance additionnelle pour compenser d'un cran la baisse de vent. Au final, une capacité de 1.000 MW produit un avantage compétitif de 2.000 MW. En association avec l'éolien, les STEP ont dès lors un "bel avenir" devant elles. La création de centrales hydro-éoliennes est ainsi de plus en plus recherchée. A El Hiero, c'est aujourd'hui une réalité. Sur cette île de l'archipel des Canaries, 5 éoliennes de 2,2 MW sont couplées à une station de pompage-turbinage d'eau de mer. Le relief escarpé de l'île a permis la construction de deux bassins de stockage, un bassin inférieur de 22.500 m3 au niveau de la mer et un bassin supérieur situé à une altitude de 600 m. La capacité du stockage hydraulique correspond à 20 jours de consommation. La centrale est ainsi capable de fournir assez d'électricité pour répondre à l'intégralité de la demande des 11.000 habitants et des 60.000 tourites qui visitent l'île chaque année. L'ïle voisine de Tenerife va également construire une centrale hydro-éolienne de 150 MW, de même que l'île d'Ikaria en Grèce. Un projet de 300 MW est également en cours sur l'archipel d'Hawaï aux Etats-Unis. Tandis qu'au Lesotho, un projet titanesque de 11 milliards € prévoit la construction d'une centrale hydro-éolienne couplant 6.000 MW d'éolien assistés par 4.000 MW de STEP. Mais chez nous aussi, certains producteurs éoliens planchent également sur l'adjonction, à une taille plus modeste certes, d'une centrale de pompage-turbinage à leur parc éolien. C'est le cas de Jacques Mambour, patron de la coopérative Greenelec 1 qui exploite sur le site de l'Argoulet à Frasnes-lez-Couvin une turbine éolienne Enercon de 2MW sous le modèle communautaire. Ce site présente l'avantage d'être assez représentatif de nombreux sites similaires des Ardennes belges, où les sommets des collines s'élèvent à un peu moins de cent mètres d'altitude par rapport au fond des vallées distantes de moins d'un kilomètre. L'homme est convaincu que l'on peut y développer des réservoirs de stockage de 50.000 m2 avec un dénivelé de 75 m, soit de quoi stocker 10 MWh de production éolienne. Selon ses estimations, près de 200 sites en Belgique pourraient offrir un potentiel similaire, pour des petites unités de stockage décentralisées, ce qui n'est pas négligeable.
Gravity Power: 1 GWh de capacité par hectare

Néanmoins, les sites susceptibles d'accueillir des stations STEP de grande taille sont assez rares en Europe. D'où l'émergence de nouveaux concepts comme celui de la start up californienne Gravity Power. L'idée: ne travailler qu'avec un seul réservoir et l'enfouir dans le sous-sol à très grande profondeur afin de maximaliser l'effet gravitationnel. La solution proposée par Gravity Power utilise ainsi un très large piston installé dans un réservoir d'eau cylindrique de grande capacité enfoui verticalement dans le sol. Une canalisation de retour connectée à une turbo-pompe située au niveau du sol relie les deux extrémités du réservoir. Lorsque la pression du piston est relâchée, celui-ci force l'eau par gravitation dans la canalisation de retour qui entraîne la turbo-pompe pour produire de l'électricité. En mode inversé, la turbo-pompe force l'eau dans la canalisation de retour pour soulever le piston vers la surface et reconstituer la capacité de stockage. Une station de stockage délivrant une puissance de 150 MW pendant 4 heures tiendrait ainsi dans un réservoir de 10 mètres de diamètre sur une profondeur de 2.000 mètres. Assemblés en réseau, 16 réservoirs de stockage de cette taille permettraient de constituer une réserve de 1 GWh de capacité et 2.400 MW de puissance sur une surface au sol d'à peine un hectare (deux terrains de football)! Selon les concepteurs, la solution ne présenterait que des avantages: conception modulaire, technologies existantes et robustes, déchets d'excavation réduits, empreinte au sol limitée, peu de contraintes d'implantation, rendement élevé (75 à 80%), réactivité (pleine capacité en moins de 20 secondes), rapidité de construction... Le coût équivaudrait en outre à une fraction de celui d'une centrale classique de pointe, d'où son grand intérêt économique actuel. Dernier avantage: ces STEP gravitationnelles ne requièrent aucune ligne de transport parce qu'on peut les construire sur les lieux mêmes de consommation, à la porte du réseau de distribution. Bref, elles pourraient rapidement rivaliser avec les centrales thermiques de pointe.
CAES: le stockage par air comprimé

Si à ce jour l'eau est le plus important vecteur de stockage d'électricité - 99% des capacités de stockage dans le monde- une alternative prometteuse est de stocker l'électricité sous forme d'air comprimé (CAES, Compressed Air Energy Storage). L'idée est d'utiliser l'électricité en excès pour comprimer de l'air à haute pression, typiquement 60 à 70 bars, et l'injecter dans des cavités souterraines (sel, roche, aquifère,...) à l'aide d'un turbocompresseur accouplé à une turbine à gaz. Quand la demande l'exige, l'air sous pression est récupéré à la surface et est co-alimenté en gaz dans la chambre de combustion d'une turbine à gaz pour produire de l'électricité. L'intérêt? On gagne l'étape de compression de l'air de combustion! En effet, une turbine à gaz utilise près des deux tiers de sa puissance pour comprimer l'air à l'entrée, puissance qui dès lors n'est pas vendue au réseau. Avec une centrale de stockage à air comprimé aucune compression n'est nécessaire pendant le fonctionnement de la turbine car l'enthalpie nécessaire est déjà comprise dans l'air comprimé. Le concept n'est pas neuf. Une première centrale est opérée depuis 1978 à Huntorf près de Brême en Allemagne. L'air est stocké à 70 bars dans deux cavernes de 310.000 m3 creusées dans le sel. La puissance électrique est de 290 MW à la production pour une durée de fonctionnement de 2 à 3 heures. La compression se fait avec une puissance de 60 MW sur une durée maximale de 12 h. Une autre installation existe également aux Etats Unis (Mc Intosh) d'une puissance électrique de 190 MW. Malgré son potentiel, la technique n'a cependant jamais été véritablement développée à cause de son faible rendement. La chaleur produite lors de la compression de l'air au moment du stockage est en effet perdue. Il est donc nécessaire de réchauffer l'air comprimé à l'entrée de la turbine par un appoint de gaz. Résultat: pour restituer 1 kWh sur le réseau, il faut consommer 0,75 kWh d'électricité en pompage, et brûler 1,22 kWh de gaz. Le bilan énergétique global n'est donc pas très bon, mais il est toutefois meilleur que celui d'une turbine à gaz classique.

Le stockage à air comprimé isothermique. Dans le domaine du stockage d'air comprimé (CAES), la start up américaine SustainX a breveté un procédé isothermique (à température constante) de compression et expansion de l'air. Le procédé permettrait ainsi d'atteindre des rendements de 95% contre 70% pour les meilleures techniques CAES conventionnelles.

Plutôt que stocker l'air comprimé sous terre ou dans des réservoirs haute pression, pourquoi ne pas le stocker à grande profondeur sous la mer, là où les pressions atmosphériques sont très élevées? C'est le projet imaginé par le Professeur Seamus Garvey de l'Université de Nottingham et soutenu par E.ON. L'un des points clés de ce projet est l'équilibre entre la pression à grande profondeur et la pression nécessaire pour contenir l'air comprimé. Le matériau souple dans lequel est fait le ballon de stockage évite la construction de réservoirs rigides et permet de s'adapter au volume d'air comprimé produit. Un prototype de 6.000 m3 conçu par la société canadienne Thin Red Line a été immergé cet été au large des côtes d'Ecosse.

La piste de l'adiabatique

Le rendement de la technique devrait cependant être amélioré avec la mise au point du stockage adiabatique (AA-CAES, advanced adiabatic CAES). Il s'agirait ici d'intégrer au stockage d'air comprimé un système parallèle de stockage thermique pour récupérer la chaleur de la compression de l'air avant qu'il ne soit enfoui dans la caverne. Lors de la détente, l'air est réchauffé dans un échangeur thermique, ce qui permet l'utilisation d'une turbine à air pour régénérer l'électricité sans aucune émission directe. Une grande partie de l'énergie dépensée pendant la phase de compression est ainsi sauvegardée. Le rendement devrait alors grimper à 70%. Une première installation de démonstration devrait être construite à Stassfurt en Allemagne d'ici 2013, par le groupe RWE en partenariat avec General Electric. Cet accumulateur nommé Adele devrait être en mesure de fournir 200 MW durant cinq heures (1 GWh de capacité). De son côté, le groupe GDF SUez a lancé un programme démonstrateur de même ampleur, mené par son centre de recherche parisien, le Crigen. L'électricien estime que rien qu'en France, le développement d'une vingtaine de stations AA-CAES, d'une puissance unitaire de 200 MW est une hypothèse réaliste. Ce qui permettrait de stocker et produire 2% de la production électrique française, mais près de 15% de la production éolienne attendue outre quiévrain.
Isotherme sur terre

Pour autant, le stockage d'air comprimé dans des cavités salines viendra en compétition avec le stockage de gaz naturel ou la capture et séquestration de CO2, certainement là où les cavités salines exploitables sont proches des lieux de production électrique existants. Aussi, d'autres solutions novatrices émergent comme celles de Sustain X ou Enairys Powertech. Toutes deux sont fondées sur la mise au point d'un procédé isotherme (à température constante) pour comprimer et détendre l'air à des pressions très élevées (au delà de 200 bars) qui permet son stockage hors sol dans des cuves à haute pression. La technique permet ainsi de s'affranchir du stockage en cavités salines plus coûteux, mais offrirait aussi de meilleurs rendements. La start up américaine SustainX a ainsi mis au point un compresseur à piston équipé d'un pulvérisateur d'eau. Durant la compression, une fine vaporisation d'eau dans le cylindre de compression absorbe la chaleur dégagée par la compression de l'air améliorant au passage son efficacité. L'air pressurisé est alors stocké dans des cuves à haute pression tandis que l'eau chaude est stockée dans une cuve à température constante. Pour produire l'électricité, l'air comprimé est détendu dans le compresseur qui entraîne un générateur. L'eau chaude stockée est à son tour vaporisée durant l'expansion pour réchauffer l'air lors de la détente. Ce procédé isotherme maintient ainsi l'air à température quasi constante durant tout le processus (compression, stockage, expansion), ce permet d'accroître le rendement du cycle. selon ses concepteurs, le procédé SustainX ne consommerait que 1,05 kWh pour en récupérer 1 kWh, soit un rendement annoncé de 95%! Pour le moment, la startup dispose d'un prototype capable de produire 40 kilowatts électriques, et en construit un de 1.000 kW. Ses dirigeants affirment que leur système coûterait deux fois moins cher qu'un système CAES traditionnel, essentiellement parce qu'il n'exige pas d'apport de chaleur externe. En Suisse, la jeune start up Enairys travaille sur un concept similaire. Mais plutôt que d'utiliser un piston mécanique, Enairys a mis au point un appareil où la compression et la détente de l'air fonctionnent sur le principe du "piston liquide". Dans la chambre de compression-détente à piston liquide, l'eau refroidit l'air en même temps qu'elle le comprime. A l'inverse, elle le réchauffe lors de la détente, ce qui permet de réduire les pertes thermiques et améliore le rendement. Celui-ci atteindrait 65% selon Enairys qui a développé un premier prototype de 10kWh. Une unité industrielle vient d'être installée sur le site de Mont-Soleil, une centrale solaire photovoltaïque au sol de 500kW, dans le Jura bernois.
Les batteries électrochimiques

Parmi les autres technologies de stockage d'électricité à grande échelle, il faut encore citer les batteries ou accumulateurs, capables de convertir de l'énergie chimique en énergie électrique. Plusieurs technologies électrochimiques sont actuellement utilisées dans les applications stationnaires, mais on retiendra surtout les batteries NaS (Sodium Soufre), qui malgré un investissement coûteux sont considérés comme les plus rentables pour la régulation électrique, en termes de durée de vie (15 ans), de densité (107 Wh/kg) et de rendement (85%). Plusieurs projets de démonstration s'appuient sur ses batteries pour opérer le stockage-lissage de la production éolienne. C'est le cas au Japon, où le parc éolien de Futamata (51 MW) est secondé par 17 batteries NaS d'une capacité de 2MW chacune. Celle-ci sont chargées la nuit avec le surplus de production éolienne ou classique (245MWh de capacité) et utilisées le jour pour réguler l'injection dans le réseau de la production du parc éolien. Un projet similaire est mené depuis 2009 aux Etats-Unis par le développeur Xcel Energy qui a couplé à un parc éolien de 11MW une batterie NGK de 1MW capable de stocker 7,2 MWh d'électricité pendant 7 heures. En Europe, la société berlinoise Younicos, une spin-off spécialisée dans le stockage d'énergie créé par le géant allemand du solaire Solon, teste actuellement une batterie NaS de 1MW qui devrait ultérieurement être installée sur l'ïle de Graciosa, dans les Açores. Comme sur El Hierro, le vent y est très généreux, mais, pour se passer totalement d'une production d'électricité à base de générateurs diesel, on va ici faire appel aussi au soleil, qui abonde au nord des Tropiques. Younicos construira ainsi un parc éolien de 7MW couplé à une ferme solaire photovoltaïque de 1MW et complété par 3MW de batteries NaS. Objectif: rendre l'île totalement autonome. Après avoir testé une batterie de 1MW sur l'île de la Réunion, le groupe français EDF envisage d'installer plus de 150 MW dans les prochaines années pour la stabilisation des énergies intermittentes sur plusieurs îles méditerranéennes. Plus récemment, avec l'accident nucléaire de Fukushima, les opérateurs électriques Japonais sont à la peine de puissance et envisagent également d'accroître leur capacité de production par le biais du stockage. L'électricien Tohoku Electric Power équipera ainsi sa centrale au charbon de 1.200 MW de Noshiro de 40 unités NaS de 2MW chacune à partir du mois de janvier 2012. Cette solution permettra de stocker en 6 heures jusqu'à 480 MWh en heures creuses (essentiellement la nuit) pour les revendre à bon prix en heure de pointe. Cette technologie, exclusivité du japonais NGK, dispose d'un immense marché potentiel à satisfaire. Le marché des batteries NaS devrait ainsi atteindre 1GW de capacité installée en 2020, dans des applications de lissage de la production renouvelable, gestion des pics de consommation ou l'upgrade de sous-stations.
Les batteries électrochimiques. L'entreprise Berlinoise Younicos a dépensé 10 millions € pour réaliser une site de test dans son QG de Berlin, où elle peut simuler la production de 14GWh par an, sur une base d'un réseau 100% renouvelable composé de solaire PV, d'éolien et de batteries de stockage sodium soufre NaS. Cette batterie d'une puissance de 1MW peut ainsi stocker jusqu'à 7,2 MWh d'électricité renouvelable pendant 7 heures.


L'intérêt des industriels

Le stockage d'énergie ne concerne pas le seul secteur de l'énergie, il intéresse fortement les industriels dans la mesure où de nombreux process fortement consommateurs comprennent des étapes de consommation d'énergie qui pourraient se prêter à du stockage (ex.: CAES, stockage thermique,...). Encore faut-il bien maîtriser ses process, choisir la solution la mieux adaptée et évaluer les contraintes adjacentes (ex.: perte de souplesse opérationnelle ou pertes associées à la décorrélation de procédés jusque là totalement intégrés dans le process). Le choix de l'installation de stockage d'énergie la plus adaptée se fera en fonction de plusieurs critères dont l'efficacité attendue, la puissance, la disponibilité, la capacité de stockage, la densité énergétique mais aussi la réactivité et la vitesse de montée / descente en charge, le nombre de cycles charge-décharge supportable, la vitesse de décharge. Cela nécessitera aussi une bonne analyse préalable des coûts d'investissement, des coûts d'opération (maintenance, efficacité, etc.) et des coûts de remplacement (dans le cas de technologies à cycles courts comme les batteries)

http://www.energymag.be/fr/dossiers/...e-une-batterie
07/06/2014 Vieux  
  42 ans, Namur
 
Citation:
Posté par jeanphi500 Voir le message
Oui mais ecologiquement parlant c'est assez seduisant comme solution.
Le principe est séduisant et se veut écologique.
La solution avec une batterie Li l'est beaucoup moins.

Je verrais bien un mini STEP domestique, ça doit être possible, bêtement avec des cubes de stockage d'eau dans son jardin... très séduisant et beaucoup plus écologique.
09/06/2014 Vieux  
 
  57 ans, Brabant Wallon
 
Citation:
Posté par @lex Voir le message
Le principe est séduisant et se veut écologique.
La solution avec une batterie Li l'est beaucoup moins.

Je verrais bien un mini STEP domestique, ça doit être possible, bêtement avec des cubes de stockage d'eau dans son jardin... très séduisant et beaucoup plus écologique.
Je pense qu'il faut cesser de soutenir un système au détriment de l'autre simplement parce que le premier est "écologique" ! Si le but est de faire de l'écologie pour l'écologie, il reste l'option caverne, peau de bête, chasse et cueillette.

L'expérience récente des PV et autres lubies vertes des écolos nous indiquent la voie à ne pas suivre !

D'accord de soutenir un système de production d'énergie verte si et seulement si ce système est abordable (note que je n'ai pas écrit bon marché, ni financièrement rentable).

L'atoll de stockage peut-être une bonne solution; je note que même les Danois s'y mettent (ils en ont probablement marre de payer à prix d'or l'électricité stockée par les Norvégiens; électricité excédentaire (produite par les éoliennes) que les Danois leur vendent à prix cassé).

A mon avis, dans l'état actuel des choses, l'option onduleur + batteries est un non sens économique et écologique.

Le but premier n'étant pas de stocker l'énergie, mais d'éviter de devoir payer la gourmandise financière des GRD.

L'électricité excédentaire produite par les PV se régule chez Elia, en achetant moins d'électricité d'origine TGV; ces centrales pouvant rapidement adapter leur production à la demande.
09/06/2014 Vieux  
 
  40 ans, Brabant Wallon
 
Citation:
Posté par Railsavoie Voir le message
Je pense qu'il faut cesser de soutenir un système au détriment de l'autre simplement parce que le premier est "écologique" ! Si le but est de faire de l'écologie pour l'écologie, il reste l'option caverne, peau de bête, chasse et cueillette.

L'expérience récente des PV et autres lubies vertes des écolos nous indiquent la voie à ne pas suivre !

D'accord de soutenir un système de production d'énergie verte si et seulement si ce système est abordable (note que je n'ai pas écrit bon marché, ni financièrement rentable).

L'atoll de stockage peut-être une bonne solution; je note que même les Danois s'y mettent (ils en ont probablement marre de payer à prix d'or l'électricité stockée par les Norvégiens; électricité excédentaire (produite par les éoliennes) que les Danois leur vendent à prix cassé).

A mon avis, dans l'état actuel des choses, l'option onduleur + batteries est un non sens économique et écologique.

Le but premier n'étant pas de stocker l'énergie, mais d'éviter de devoir payer la gourmandise financière des GRD.

L'électricité excédentaire produite par les PV se régule chez Elia, en achetant moins d'électricité d'origine TGV; ces centrales pouvant rapidement adapter leur production à la demande.
http://www.arte.tv/guide/fr/049881-0...ous-des-cartes
09/06/2014 Vieux  
 
  36 ans, Hainaut
 
inintéressant tout ça , qu'elle serai la possibilité de créer un système de cette ordre à échelle réduit , par exemple entre deux cubis de 1000L pour alimenter une maison , un chantier ?
ça pourrait faire un genre de groupe electrogéne....
09/06/2014 Vieux  
 
  40 ans, Brabant Wallon
 
Citation:
Posté par Hiboux Voir le message
inintéressant tout ça , qu'elle serai la possibilité de créer un système de cette ordre à échelle réduit , par exemple entre deux cubis de 1000L pour alimenter une maison , un chantier ?
ça pourrait faire un genre de groupe electrogéne....
il y a déja un nouveau système qui a été en test en Belgique :

http://www.dhnet.be/regions/tournai-...70ebbf8dff4e10
05/07/2014 Vieux  
 
  40 ans, Brabant Wallon
 
Tech Tip: Installation des Sunny Boy Smart Energy (onduleur SMA + petite batterie intégrée)


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