stockage de l’énergie électrique pour la production...
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Master Recherche STS IST SPEE Paris 11 – ENS Cachan Module K16 février 2010 B. MULTON –ENS Cachan site de Bretagne
Bernard MULTONEquipe SETE
Ecole Normale Supérieure de Cachan - SATIE UMR CNRS-ENS Cachan 8029Site de Bretagne
Stockage de l’énergie électriqueStockage de l’énergie électriquepour la production décentralisée pour la production décentralisée
d’électricité d’électricité (connectée au réseau ou en site isolé)(connectée au réseau ou en site isolé)
Master Recherche STS IST-SPEE Paris 11 – ENS Cachan 2010Module K16
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Introduction (besoins, questions posées)Où stocker dans les réseaux électriques ?Peut-on amortir l’investissement d’un accumulateur ?Caractéristiques générales des systèmes de stockageMoyens de stockage :
à petite et grande échellescomparatifs
Conclusion
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Besoins en stockage d’électricité :Besoins en stockage d’électricité :
- systèmes autonomes, portables
- véhicules tout électriques et hybrides
-- systèmes électriques stationnaires systèmes électriques stationnaires
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Pourquoi stocker Pourquoi stocker en situation connectée au réseau?en situation connectée au réseau?
- améliorer et sécuriser la gestion du réseau dans un contexte :d’ouverture des marchés de croissance des systèmes de production non pilotés par la demande
- augmenter la pénétration des sources intermittentes renouvelableséoliennes, photovoltaïques, houlomotrices…
Alimentation en électricité plus sûre et plus robuste
Développement durable (CO2, sécurité énergétique…)
- permettre l’îlotage de consommateurs (éventuellement producteurs)
- réduire les besoins en centrales thermiques d’appoint
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-- existeexiste--tt--il des solutions de stockage d’électricité il des solutions de stockage d’électricité adaptées et techniquement viables ?adaptées et techniquement viables ?
-- peutpeut--on amortir économiquement de tels systèmes on amortir économiquement de tels systèmes notamment dans un contexte de marché libéré ?notamment dans un contexte de marché libéré ?
-- à quel niveau à quel niveau (du producteur au consommateur)(du producteur au consommateur)estest--il préférable de stocker l’électricité ? il préférable de stocker l’électricité ?
Les questions :Les questions :
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A quel niveau stocker ?A quel niveau stocker ?
Amélioration de la participation aux « services systèmes » :production de puissancesactive et réactiveà la demande
Ex. production éolienne (Kariniotakis, CENERG)
- au niveau des générateurs fluctuants
donc meilleure intégration dans les marchés ouverts de l’énergie…
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Un degré d’action supplémentaire pour le gestionnaire, réduction des risques d’effondrement.
- au niveau du réseau de transport
Capacité de stockage déjà installée :- dans le monde : 140 GW (hydraulique gravitaire) sur 3800 GW soit 3,6 %- France : 6,3 GW sur 116 GW soit 5,4%
un dimanche de décembre 2001
Courbes de production/consommation
un mardi de décembre 2001
janvier 2010 :pic d’environ 93 GW
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- au niveau des consommateurs (fluctuations très importantes)- sûreté de fonctionnement, - lissage ou écrêtage de consommation,- meilleur dimensionnement du réseau de distribution,- possibilité d’îlotage long si une production locale existe
Déjà des applications en secours (électrochimiques, volants d’inertie, groupes électrogènes)
Rapport Pmax/Pmoyde l’ordre de 10
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PeutPeut--on amortir économiquement ?on amortir économiquement ?
- oui dans certains cas aujourd’hui :applications non connectées au réseau (sites isolés)applications critiques (coût très élevé d’un arrêt)réseaux très « faibles » avec
des interruptions de service fréquentes…
- non dans la plupart des cas actuels en réseauxoù les coûts globaux (environnementaux et de qualité du service)
ne sont pas (encore bien) répercutés sur les producteurs et/ou les consommateurs
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Pour bien évaluer afin de minimiser les coûts, il faut :- considérer l’ensemble du système :
production, transport, stockage, consommation(une forte décentralisation faisant partie des solutions à évalueret les systèmes autonomes étant des cas particuliers plus simples)
PeutPeut--on amortir économiquement ? (suite)on amortir économiquement ? (suite)
- disposer de caractérisations satisfaisantesdes systèmes de stockage eux-mêmesdes systèmes de production et de consommation
pour construire des fonctions de coût réalistes
- construire des fonctions de coût réalistes afin de minimiser :
le coût global (au sens purement économique)le coût environnemental sur cycle de vie
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Caractéristiques des systèmesCaractéristiques des systèmesde stockagede stockage
Nécessité de bien les définir, notamment pour :
- mieux comparer - et mieux évaluer les différentes solutions
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Capacité énergétique Wstoc en Wh (wattheures)grandeur généralement fortement dimensionnante
Sa part exploitable est fonction du rendement de charge ou décharge, elle varie donc avec le temps de transfert :
- pertes « en charge »- pertes d’auto-décharge
Limites de décharge profonde : état de charge minimal
L’énergie exploitable Wutil est toujours inférieure à l’énergie totale stockée.Attention à la définition de la capacité énergétique (parfois éloignée de la part exploitable).
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Puissance maximale Pmax de charge ou de décharge (parfois différentes)
Rapport « constante de temps »τ=max
util
PW
Exemple : système de stockage hydraulique gravitaire
- Masse d’eau- Dénivelée entre les bassins haut et bas
- Puissance des groupes réversibles turbines-machines électriques
- Section des canalisations
Capacité de stockageW = M.g.h
Puissance maximale
Découplage Energie Puissance «constante de temps » ajustable
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Rendement η : énergie restituée sur énergie prélevée
Définition souvent simpliste : pour un cycle particulier de fonctionnement.
Le rendement doit être défini sur des cycles réalistes en rapport avec l’application.
Un système optimisé pour une faible « constante de temps » aura :- un meilleur rendement pour des sollicitations rapides - et éventuellement une assez forte auto-décharge.
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Modèle avec source de tension et résistance interne, énergie initiale stockée : Wstoc
ER
U
I
⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢
⎣
⎡⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−=−=
2
cccc
22
u II
II
REI.RI.EP
ccII
10,5
ccdech I
I1−=η
ccII
10,5
1
0,5
0
Décharge :
Analyse du rendement Analyse du rendement –– modèle simplifiémodèle simplifié
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Temps de décharge ( à courant constant) :
ccII
10,5
1
0,5
0
η
==I.E
Wt maxdech
Capacité énergétique maximalePuissance utile + pertes
1
0tmin = Wmax/(E.Icc) tdech
η
Analyse du rendement Analyse du rendement –– modèle simplifiémodèle simplifié
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1
0
η
tmin tdech
E R0
R
I
U
ηmax
topt10,5
1
0,5
0
η
I/Icc
En introduisant l’autodécharge(modélisée ici par une résistance en parallèle sur E)
La capacité (ou l’énergie récupérable) dépend du temps de charge ou de décharge.
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Nombre maximal de cycles de charge-décharge (cyclabilité) Ncycl : dû à la fatigue ou à l’usure lors des cycles
Le cyclage constitue généralement la première cause de vieillissement devant la dégradation thermique classique.
Processus de fatigue souvent complexes et cyclabilité souvent mal définie, parfois inconnue.
Cyclabilité fortement liée à l’amplitude des cycles et/ou à l’état de charge moyen. Quantification de Ncycl délicate => travaux à mener.
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Coûts : - d’investissement (part la plus marquante pour l’acheteur)
Ce qu’il faudrait faire :coût d’investissement total : Cinv_tot = cW.Wutil + cP.Pmax
avec cW et cP respectivement en €/kWh et €/kW
Coût d’investissement généralement spécifié :- en €/kWh pour les accumulateurs à longue constante de temps (dimensionnés en Energie)
ou- en €/kW pour ceux plutôt dimensionnés en puissance, à faible constante de temps
- de fonctionnement (maintenance, énergie perdue lors des cycles, remplacements pour cause de vieillissement).
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Minimisation du coût : indispensable analyse sur la durée de vieescomptée du système complet incluant le dispositif de stockage.
Dans une logique de développement durable : prise en compte du coût sur cycle de vie, incluant les dépenses de matières premières, d’énergie et autres coûts environnementaux de la fabrication au recyclage
Les systèmes les moins coûteux à l’investissement sont généralement ceux qui se dégradent le plus vite en cyclage et dont le rendement est le plus mauvais.
Exemple : batterie électrochimique au plomb-acide 200 €/kWh avec 1300 cycles et pertes non prises en compte :« Coût d’usure » : 0,15 €/kWhOu encore : sur 20 ans avec 1 cycle par jour (7300 cycles cumulés), la batterie doit être remplacée 5 fois
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Autres caractéristiques :
-énergie massique (particulièrement importante dans les applications embarquées, moindre importance dans les applications stationnaires),
- énergie volumique,
- sécurité (explosion, rejets…),
- temps de réponse (démarrage éventuel), etc…
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Moyens de stockage d’électricitéMoyens de stockage d’électricité
Classification fréquente en moyens directs et indirects :
peu d’importance car, quel que soit le moyen de stockage, il est nécessaire d’utiliser
un ou plusieurs convertisseurs d’adaptation
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Super-condensateurs
La tension varie avec l’état énergétique 2cc U.C
21W =
Pour une exploitation de 90% de l’énergie maximale stockée : tension mini = 1/3 de Ucmax
Alors pour exploiter Pmax :Nécessité d’un surdimensionnement en courant d’un facteur 3.
nécessité d’un convertisseur d’adaptation :
Doc. Maxwell
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Doc. S. RAEL, GREEN ,HDR 2005
Exemples de caractéristiques énergétiques de supercondensateurs
Ω<⇒=<∆ m1RA100IpourmV100V sM
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Théoriquement (sans pertes) : V.CQ ∆= ⎥⎦⎤
⎢⎣⎡ ∆
−∆=2VV.V.CW initdech
Charge et énergie récupérées dans une décharge à courant constant :
V∆
dechW
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Inductances supraconductrices (SMES Superconductor MagneticEnergy Storage) :
ACCEL Instruments GmbH www.accel.de4,1 H – 1000 A : 2 MJ (0,5 kWh) – 200 kW (τ = 10 s)Bobine D : 760 mm – H : 600 mm - Supra LTC NbTi – 4,5 T
760 mm
600 mm
Applications actuelles : faibles constantes de temps, et forte cyclabilitécomme les super-condensateurs
2L I.L
21W =
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Volants d’inertie (FES : Flywheel Energy Storage) :
Enceinte sous vide
Paliers magnétiques Ω
Moteur-générateurSystemSystemcontrolcontrol
DCBus
Pconsigne
2.J21W Ω=
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Volants d’inertie (suite)Plutôt utilisés pour les faibles « constantes de temps » (produits commerciaux)
BEACON POWER SYSTEMS
Produit commercial BHE6
Emax=6 kWh, Pmax=2 kW 3 heures
rotor composite 22 500 tr/mnSous vide (auto-décharge > 30 heures )
Paliers magnétiques aimants
Mais également des produits dimensionnés en énergie
Doc. www.beaconpower.com
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Systèmes à air comprimé avec fluide d’interface (eau ou huile)BOP (batteries Oil hydraulics and Pneumatics)compressions/décompressions quasi isothermes et
moteur-compresseur hydraulique haut rendement de conversion
Source : LEI - EPFL, LEMOFOUET, RUFER rendement moteur hydraulique
intérêt de bas coût 3 c€/kWh sur vie complète si hybridation avec stockage rapide
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Accumulateurs électrochimiques :
Nombreuses technologies disponibles (différents compromis performances – coût)
Plomb-acide (LAB : Lead-acid battery)
Nickel-Cadmium (NiCd)
Nickel-Métal-Hydrures (NiMH)
Lithium-Ion (Li-Ion)
Métal-air (Zinc, aluminium…)Sodium-soufre (NaS)
…
Les valeurs d’énergie massique les plus élevées : 30 à 150 Wh/kgmais une cyclabilité faible (qq 100 à qq 1000 cycles)
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Influence du courant de décharge sur la valeur de la capacité(rendement faradique ou coulombic, loi de Peuckert)
ndechIKQ =
La capacité en décharge décroît lorsque le courant de décharge est plus élevé(C
apac
ité e
ffec
tive)
(courant de décharge, constant)
Source: batteries Exidehttp://networkpower.exide.com/
Tension finale Durée de décharge à courant constant
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Rendement d’un accumulateur plomb-acide (à plaques tubulaires)
Accu : 48 V - C10 310 A.h(15 kWh en 10 heures)
et cyclabilité :
stockéeW.cycleNcumuléeW =
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à 25°C
38°C27°C
Grande sensibilité à la température
Effet de la température sur la durée de vie en cyclage (Pb-acide étanche à recyclage)
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Exemples de courbes de cyclage
R. Bleijs, EDF
Jim McDowallSaft AmericaPES 2001
Avec les technologies au nickel (NiCd et NiMH), le nombre de cycles supportable augmente plus vite que l’énergie exploitée si l’on réduit la profondeur de décharge :Exemple NiCd fritté :
Ncycl x Wdech ≅ 2500.Wmaxi de 80% à 20% de DOD et 10 000 .Wmaxi à 5% de DOD
500 à1000 .Wmaxi de 80 à 5% de DOD
700 à 5000 .Wmaxi de 80 à 5% de DOD
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Exemples de caractéristiques énergétiques de batteries NiCd
Saft : batteries Sunica Plus NiCd pour applications EnR
Autodécharge vs T°C
Capacité énergétique vs T°C
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Exemples de caractéristiques énergétiques de batteries NiCd
Saft : batteries Sunica Plus NiCd pour applications EnR
Durée de vie vs T°C (environ 1 cycle par jour) comparaison avec Pb acide
Saft : batteries Sunica Plus NiCd pour applications EnR
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Exemples de caractéristiques énergétiques de batteries Lithium
Doc. Saft130 Wh/kg en 1h
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Vieillissement en cyclage technologie Lithium-Ion NCA
Doc. Saft
25 000 à 2000.Wmaxi de 5% à 80% de DOD
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Diagramme de Ragone des accumulateurs électrochimiques : comparaison puissance et énergie massiques
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Coût énergétique de fabrication : MJ par kWh stockables
1
10
100
1000
10000
100000
Plomb
Lithium - i
onSuperc
ondensa
teur
Nickel
/ Cad
mium
Batteri
e zinc /
air
INVESTIRE Thematic Network
1000 MJ/kWh=280 kWh/kWh
Le stockage est très coûteux dans une ACV
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Premier comparatif moyens de stockage à petite échelle
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(1) Attention, le coût est ici intégralement rapporté à l’énergie stockée ou la puissance maximale
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Moyens de stockage à grande échelleMoyens de stockage à grande échelle
Plutôt destinés à un fonctionnement au niveau du réseauou de systèmes de production intermittente de « grande puissance » : éoliens, photovoltaïques, houlomoteurs…
Actuellement, on préfère souvent maintenir en chauffe des centrales thermiques
que d’investir dans des systèmes de stockage
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Stockage hydraulique gravitaire
Données et dessins Jacques RUER, SAIPEM
Retenue d'eau inférieure
Retenue d'eau supérieure
Conduite forcée
Ensemble Pompes et Turbines
Rendement : 65 à 75 %Démarrage : 10 à 15 minCapacité : 1 à qq 100 GWh Puissance : 100 à 1000 MW
Exemple : Grand-Maison935 m de dénivelée, 170 Mm3
400 GWh12 groupes 150 MW1400 MW en pompage1800 MW en turbinage
Pumped hydro, STEP (Stations de Transfert d’Énergie par Pompage)
centrales à pompage-turbinage
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Source :A. MARQUET et al., « Stockage d’électricité dans les systèmes électriques », Technique de l’ingénieur D4030 5- 1998.
Exemples de plus de 1000 MW
Depuis les années 1990 :Groupes réversibles à vitesse variableCycloconvertisseurs, puis onduleurs à GTO
Exemple 1 : OKUKIYOTSU_2 (Japon 1996 )H 470 mToshiba 2 groupes 300 MWOnduleur GTO 345 MVA
Exemple 2 :Nant de Drance (Suisse 2008-2015)H 250 mAlstom4 groupes 157 MW + vitesse variable +/10%
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Air comprimé en caverne (système hybride : gaz + électricité)(CAES = Compressed Air Energy Storage)
12 kWh/m3 de caverne à 100 barsRendement : 50 % (mais avec apport de Gaz…)Démarrage : 5 à 10 mnCapacité : 0,1 à 10 qq GWh Puissance : 100 à 1000 MW
Refroidissement intermédiaire
Caverne de stockage de l'air comprimé
Turbine Compresseurs
Chambre de combustion
Récupérateur
Gaz naturel
Données et dessins Jacques RUER, SAIPEM
Rendement réel en déstockagepour produire 1 kWheapport de 1,6 kWhth de gazet 0,7 kWhe
(compresseur au stockage)Rendement global : 1/2,3 = 43%
Sans air comprimé :rendement TAG = 27%(3,7 kWth consommés)
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Exemple : Huntdorf (1979) Allemagneair à 70 bars dans 2 cavernes de 310 000 m3
Génération : 290MW – 3 h maxi Stockage (compression) : 60 MW – 12 h maxi
Source :“Huntorf CAES: More than 20 Years of Successful Operation”F. Crotogino (KBB GmbH), K.U. Mohmeyer, R Scharf (E.ON Kraftwerke)Spring 2001 Meeting, Orlando, Florida, USA
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Stockage adiabatique par air comprimé en caverne
Source : RWE
Inclut une récupération de la chaleur lors de la compression
Réservoirs de chaleur >600°C
Projet ADELE (RWE) : 1 000 MWh – 200 MW(2013) Rendement ≅ 70%
Vers cavernes(air comprimé)
Source : German Aerospace Center
Source : Alstom Power 2004
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Batteries électrochimiques à grande échelleGolden Valley Electric AssociationFairbanks Alaska (2003)Nickel-Cadmium (1000 tonnes)
Durée de vie escomptée : 25 ans
Capacité : 40 MW durant 7 mn (4,7 MWh)ou 27 MW durant 15 mn (6,7 MWh)
Coût : 4000 Euros/kWh (ramené à l’énergie seule) ou700 Euros/kW (ramené à la puissance seule)
Durant l’année 2004 : 55 décharges
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Autres exemples :
Avant 1997 :Plomb-acide
Source:C.D.Tarrant 2005
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Autres exemplesNaS Japon, US
depuis 1998
Modules1 MW – 7,2 MWh
Début 2009 : Plus de 200
dispositifs en service Plus de 300 MW/
2000 MWh cumulésSource: C.D.Tarrant 2005
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Batteries NaS 300°CRendement charge/décharge : 75 %Vie : 15 ans 2500 cycles à 100% DOD4500 cycles à 80% DOD
Élément : 2 V1,12 kWh
Source:http://www.ngk.co.jp/
Modèles :PS (peak shaving) 50 kW - 430 kWh
PQ (power quality)50 kW permanents 360 kWh 150 ou 250 kW crêtes (30 s par heure)
Bloc : 384 éléments série/parallèle 64 ou 128 V50 kW – 360 ou 430 kWhPertes de chauffage : 3,4 kWMasse : 3500 kg
Ensemble 2 MW – 12 MWh (40 modules)L : 10 m (172 tonnes)(22 m avec transfo et connexion au réseau)H : 4.7 mW : 3.6 m
Charleston American Electric Power (AEP), http://www.technologyreview.com/
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Application dans une ferme éolienne (Futamata Japon 2008)
Puissance éolienne : 51 MWStockage : 34 MW – 245 MWh (97 M$ ou 70 M€)
Lissage de production
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Batteries à circulation (Redox flow batteries)
Dissociation énergie/puissance
Energie volumique : 10 à 30 kWh/m3
Rendement : 70 % à 90%Capacité : 1 à qq 100 MWhPuissance : 1 à 10 MWquelques heures (4 à 8)
composés chimiques, de stockage de l’énergie, liquides en solution dans l’électrolyte. Technologies : Vanadium Redox flow Battery (VRB), (électrolyte acide sulfurique)
Polysulfide Bromide battery (PSB) (polybromure, polysulfure)Sodium-Brome (NaBr)
Source: J. Alzieu et J. RobertTechniques de l’Ingénieur D3357, 2007
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Technologie VRB (Vanadium Brome)
Source:http://www.vrbpower.com/
Masses :réservoirs : 20 Wh/kgConvert. Électrochim : 35 W/kgConvert. Électron. : 750 VA/kgRendement > 90%Vie : > 12 ans
Exemple :Installation King Island Australie 2003Système éolien-dieselVRB : 200 kW – 800 kWh
Convertisseur électrochimique50 kW/stack
Réservoirs d’électrolyte
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Système à stockage thermique : à l’étude
Données et dessins Jacques RUER, SAIPEM
200 kWh/m3
Rendement : environ 60 % Capacité : 1 à qq 100 GWhPuissance : 10 à 100 MW
Gaz chauds 1400°CÀ l’étude,Pas encore de réalisation.Potentiel économique et géographique attractif
Refroidisseur Turbine haute
température
Compresseur
Récupérateurde chaleur
Réfractaires chauffés
électriquement
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Tableau comparatif moyens de stockage à grande échelle
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Bilan puissance / énergie / constante de temps
Source:http://www.energystorage.org
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Comparaison de coût incluant le vieillissement en cyclage et les pertes
Source:http://www.energystorage.org
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Bilan des besoinsCaractéristiquesTechnologies adaptées
Rapport EnirDGnet, jan. 2004
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Le stockage d’énergie :Un enjeu majeur pour permettre une réelle pénétration des ressources renouvelables
Des problèmes techniques : oui, le stockage est difficile mais possible
(électrique, thermique…) et contribuer au développement durable
Problèmes surtout économiques : le stockage doit devenir compétitif dans plus de secteurs
CONCLUSIONCONCLUSION
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Développement de nouvelles solutions ou de variantes technologiques (hybridations) bien adaptées aux besoins
Meilleure définition et caractérisation des besoins
Meilleurs modèles énergétiques et de veillissementpour réaliser des optimisations sur cycle de vieAvec plus grande action sur l’adaptation de la consommation
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ExemplesExemples d’applicationsd’applicationsavec batteries avec batteries électrochimiquesélectrochimiques
Ce document exploite, en partie, des résultats des travaux des thèses d’Olivier GERGAUD et Yaël THIAUX
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I. Modèles technico-économiques
II. Ecrêtage de la charge en situation connectée au réseau
III. Lissage de charge
IV. Système autonome photovoltaïque
V. Conclusion
Doc. STECO
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II-- MODELES TECHNICOMODELES TECHNICO--ECONOMIQUESECONOMIQUES
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30 40 50 60 70 801000
10000
Courbe réelle [MES 99]
Profondeur de décharge en %
Nom
bre
de c
ycle
s3000
5000
7000
Coût de cyclage
Stockage : batteries au plomb-acide
7,72210
2__
_
=⋅
=⋅⋅
=pbpp
b NENbatterietotalCoûtγττ ∆⋅=⋅⋅ ∑
t
bbpp PEN0
_ )(2 c€/kWh
Hypothèse : (Nombre de cycles)*(Profondeur de décharge) = Np = Constante
Courbe Np constant (Np=1350)
Coût d’investissement :
210 €/kWh
Coût total
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Stockage : batteries au plomb-acide (étanches à recombinaison)
)(EDCfbE =
batI
batV
),( batIEDCfiR =
Modèle technique :
Variation de capacité apparente en fonction du courant moyen dedécharge
Rendement coulombien
Modèle « normalisé » vis-à-vis de la capacité de stockage (C10)
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[ ] ( )TEDCIC
InEDCnV
bat
batbbdbat ∆⋅−⋅
⎟⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜⎜
⎝
⎛++
+⋅⋅−⋅+⋅= 007,0102,027,0
1
412,0965,1 5.13.110
_
)005,01()(67,01
67,1
9.0
10
10T
IIC
C
bat
bat ∆⋅+⋅
⋅+
=
batibbbbat IRnEnV ⋅⋅+⋅=
bat
d
CQ
EDC −=1
Limitation d’utilisation jusqu’au phénomène de gassingEDCMAX = 0.9
Modèle du CIEMAT
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0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
Pertes JouleRendement coulombien
( )⎥⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢⎢
⎣
⎡
−⋅+
−= 155,0
73,20exp1
10
_ EDC
IIbat
ccbη
1_ =dcbη
décharge charge
État de charge
nb.Ri(Ω)
(nb = 24 cellules en série)
)(EDCfbE =
batI
batV
),( batIEDCfiR =
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Ren
dem
ent
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1État de charge
Rendement énergétique global de l’accumulateur
CHARGE
DÉCHARGE
1kW
3kW
2kW
4kW
Pbat
Ex : 48 V - C10 310 A.h(15 kWh en 10 heures)
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Onduleur
Modèle énergétique : rendements (AC/DC et DC/AC) identifiés
Préseau(kW)
Ren
dem
ent
mesures
0 1 2 3 4
0,6
0,8
0,4
1
21bat11bat
01AC/DC
KPKPP
1
1η+⋅++
=
modèle
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Producteursolaire
Accumulateur
Consommateur
Fournisseur réseauprincipal (EDF)
Onduleur
Utilisateur
Optimisation des transferts énergétiqueset du dimensionnement avec critère économique
Problématique économiqueProblématique économique
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Consommation = Données Enertech sur 1 an reproduit 15 fois
Données Météo France sur 15 ansEnsoleillementTempérature ambiante
0 50 100 150 200 250 300 3500
1
2
3
4
temps (jours)
Con
som
mat
ion
(kW
)
50 100 150 200 250 300 3500
200
400
600
800
1000
Enso
leill
emen
t (W
/m²)
temps (jours)168 169 170 171 172 173 1740
200
400
600
800
1000
Jour de l’année
Enso
leill
emen
t (W
/m²)
Données de consommation et météorologiques
temps (heures)Con
som
mat
ion
(kW
)
0h 24h 24h12h12h
1
2
3
4
0
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IIII-- Exemple de l’écrêtage de charge Exemple de l’écrêtage de charge en situation connectée au réseauen situation connectée au réseau
-- Minimisation de la puissance souscrite (abonnement)Minimisation de la puissance souscrite (abonnement)
-- Réduction de l’impact sur le réseauRéduction de l’impact sur le réseau
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0 3 6 9 12 15 18 21 240
1
2
3
4
5
6
Temps (heures)
Con
som
mat
ion
(kW
)
Ecrêtage à 3 kW
Crête 6 kW
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Optimisation / Dimensionnement
Minimisation du coût total
Technologie du stockage
Profil de consommation
Technologie de l’onduleur
Caractéristiques du réseau
Transferts d’énergie optimaux Capacité de stockage optimale
Optimisation économique du point de vue du consommateur
⇒ Modélisation technico-économique du système
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0 3 6 9 12 15 18 21 24Temps (heures)
0
1
2
3
4
5
6
Con
som
mat
ion
(kW
) EcrêtageP
uiss
ance
dis
poni
ble
rech
arge
(kW
)
-3
-2
-1
0
1
2
3
Profil de charge « libre » (contraint par la puissance disponible)
Profil de décharge imposé
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ECRETAGE DE LA CONSOMMATIONECRETAGE DE LA CONSOMMATION
0 3 6 9 12 15 18 21 24-3
-2
-1
0
1
2
3
4
temps (heure)
Recharge à la puissance maximale disponible
P bat(
kW)
0 3 6 9 12 15 18 21 24-2
0
2
4
6
8
Ener
gie
cons
omm
ée (k
Wh)
temps (heure)
6 kWh
Limitation de recharge à 1kW
temps (heure)
P bat(
kW)
Ener
gie
cons
omm
ée (k
Wh)
temps (heure)
0 3 6 9 12 15 18 21 24-3
-2
-1
0
1
2
3
4
0 3 6 9 12 15 18 21 24-2
0
2
4
6
8
4 kWh
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ECRETAGE DE LA CONSOMMATIONECRETAGE DE LA CONSOMMATION
Optimisation de la puissance de recharge
6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 1611,4
11,6
11,8
12
12,2
12,4
12,6
12,8
13
13,2Puissance maximale de recharge, Pch
500 W1000 W1500 W2000 W3000 W
Capacité de stockage (kWh)
surc
oût t
otal
(k€)
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6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 1611
12
13
14
15
16Pch = 500 W, edc MAX = 0.9Pch = 3 kW, edc MAX= 0.9Pch = 500 W, edc MAX optimiséPch = 3 kW, edc MAX optimisé
Capacité de stockage (kWh)
Sur
coût
tota
l (k€
)ECRETAGE DE LA CONSOMMATIONECRETAGE DE LA CONSOMMATION
Optimisation de l’état de charge maximum
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IIIIII-- Exemple du lissage de charge Exemple du lissage de charge en situation connectée au réseauen situation connectée au réseau
Un cas d’école intéressant pour poser le problème de Un cas d’école intéressant pour poser le problème de l’adaptation de la consommation à la production l’adaptation de la consommation à la production disponible sur un réseau. disponible sur un réseau.
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0 3 6 9 12 15 18 21 240
1000
2000
3000
4000Puissance consommateur
Puissance lissée625 W
Existence d’un optimum (Puissance de lissage, capacité de stockage)
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Puissance de lissage
5 10 15 2013.5
14
14.5
15
15.5
16
16.5
17
17.5
1.10 * moyenne1.15 * moyenne1.20 * moyenne1.25 * moyenne1.30 * moyenne1.35 * moyenne
Capacité de stockage (kWh)
Sur
coût
(k€)
Coût mini :15% de pertes et
13 kWh
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IVIV-- Système autonome photovoltaïqueSystème autonome photovoltaïque
Site isolé, accumulateur indispensable pour assurer Site isolé, accumulateur indispensable pour assurer l’l’adapationadapation production à consommation production à consommation
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6 7 8 9 10 11 12 1350
100
150
200
Puissance crête PV installée (kW)
Cap
acité
de
stoc
kage
(kW
h)
Zone optimale
55%
45%Énergie produite95963 kWh
Énergie gâchée73397 kWh
57%
43%Energie délestée
73 400 kWh
Bilan énergétique sur les 15 ans95
100
105
110
115
120
125
130
135
k€
Système photovoltaïque autonome avec batteries, optimum économique
Bilan optimum économique
Master Recherche STS IST SPEE Paris 11 – ENS Cachan Module K16 février 2010 B. MULTON –ENS Cachan site de Bretagne
Système photovoltaïque autonome avec batteries et onduleur,influence du délestage de consommation
Ppv = 17 kWWst = 11 kWhGER = 250 MWh
Ppv = 10 kWWst = 3 kWhGER = 130 MWh
Taux de délestage
Profil conso domestique(5,5 MWh/an)
Profil solaire : RennesDurée d’étude : 30 ans
GER = Global Energy Requirement
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Système photovoltaïque autonome avec batteries, influence du profil de consommation
Ppv = 17 kWWst = 11 kWhGER = 250 MWh
Taux de délestageGER = Global Energy Requirement
GER = 468 MWh(rendement 35%)
Ppv = 4 kWWst = 0GER = 50 MWh
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Analyse de type ACV sur un système PV + batteriesConditions : PV 1,7 MWh/m²/an (1700 h eq Pmax)Conso : 150 kWh/j, Autonomie : 3 jours, Pmax : 50 kW
Carl Johan Rydh “Energy Analysis of Batteries in Photovoltaic Systems”, EESAT 2003, San Francisco 27-29 Oct. 2003.
Master Recherche STS IST SPEE Paris 11 – ENS Cachan Module K16 février 2010 B. MULTON –ENS Cachan site de Bretagne
Analyse de type ACV sur un système PV + batteries
Carl Johan Rydh “Energy Analysis of Batteries in Photovoltaic Systems”, EESAT 2003, San Francisco 27-29 Oct. 2003.
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Analyse de type ACV sur un système PV + batteries
Carl Johan Rydh “Energy Analysis of Batteries in Photovoltaic Systems”, EESAT 2003, San Francisco 27-29 Oct. 2003.
Investissement énergétiqueRamené à la durée de vie
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Analyse de type ACV sur un système PV + batteries
Carl Johan Rydh “Energy Analysis of Batteries in Photovoltaic Systems”, EESAT 2003, San Francisco 27-29 Oct. 2003.
f (energy return factor) =Energie qui serait consommée par un groupe électrogène
Investissement énergétique global du système PV
Étude intéressantemais simpliste,
à affiner
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La problématique du stockage dispersé (au niveau du consommateur)en situation de raccordement au réseau semble d’un grand intérêt :
- possibilité d’ilotage (sûreté)- meilleur dimensionnement du réseau- plus grande acceptation des ressources intermittentes- …
Problème scientifique intéressant et complexe :- Variables non déterministes- Nécessité de modèles plus performants pour les éléments de stockage
surtout s’ils sont électrochimiques- Etude de stockages hybrides- Optimisations sur cycle de vie
CONCLUSIONCONCLUSION
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Quelques références : Stockage d’énergie pour la production décentralisée d’électricitéA. MARQUET, C. LEVILLAIN, A. DAVRIU, S. LAURENT, P. JAUD, « Stockage d’électricité dans les systèmes électriques », Techniques de l’ingénieur D4030 5-1998.EUROPEAN COMMISSION, Community Research Report, « Energy storage - A key technology for decentralised power, power quality and clean transport » Report European Communities EUR 19978, 2001.ENIRDGnet « D5 :Technical assessment of DG-Technologies and tendencies of technical development », Janvier 2004. T. DEVRIES, J. McDOWALL, N. UMBRICHT, G. LINHOFER, « Cold Storage : Battery energy storage system for Golden Valley Electric Association » ABB Revue 1-2004, pp38-43.J.B COPETTI, F. CHENLO (CIEMAT), “Lead/Acid batteries for photovoltaic applications. Test results and modelling”, Journal of Power Sources, n°47, p.109-118, 1994. B. MULTON, J. RUER, « Stocker l’électricité :oui, c’est indispensable et c’est possible. Pourquoi, où, comment ? », Publication ECRIN en contribution au débat national sur l’énergie, avril 2003, téléchargeable : http://www.ecrin.asso.fr/energies/ K. HEMMI, M. BLACK, G. STRBAC, J. MARIYAPPAN, « Cost and Technical Opportunities for Electricity Storage Technologies », Work Package 3, rapport du programme GreenNet “Pushing a Least Cost Integration of Green Electricity into the European Grid”, dec. 2003.E. ALSEMA, A. PATYK, « Investigation on Storage Technologies for Intermittent Renewable Energies: Evaluation and recommended R&D strategy », WP Report THEMATIC NETWORK CONTRACT N° ENK5-CT-2000-20336 Deliverable 9, INVESTIRE-NETWORK WP5 Final report Environmental issues November 2003.T. REGAN, H. SINNOCK, A. DAVIS, « Distributed Energy Neural Network Integration System », Year One Final Report, NREL (National Renewable EnergyLaboratory), june 2003.A. RUDDELL, « Storage and Fuel Cells », EPSRC SuperGen Workshop : Future Technologies for a Sustainable Electricity System, Univ. of Cambridge, 7 nov. 2003.S. LEMOFOUET, A. RUFER, “Hybrid Energy Storage Systems based on Compressed Air and Supercapacitors with Maximum Efficiency Point Tracking”, EPE’05, Dresden, sept. 2005.G. ROBIN, O. GERGAUD, N. BERNARD, H. BEN AHMED, B. MULTON, « Problématique du stockage d'énergie situé chez le consommateur connecté au réseau , Electrotechnique du Futur 2003, Gif Sur Yvette, déc. 2003.B. MULTON, G. ROBIN, E. ERAMBERT, H. BEN AHMED, « Stockage de l’énergie dans les applications stationnaires », Colloque Energie électrique : besoins, enjeux, technologies et applications, Belfort, 18 juin 2004, pp.64-77. C. SAUDEMONT, L. LECLERCQ, B. ROBYNS, G. CIMUCA, M. RADULESCU, « Développement d’un émulateur Temps Réel d’un Système de Génération Eolienne Associé à un Stockage Inertiel d’Energie », Electrotechnique du Futur 2003, Gif Sur Yvette, déc. 2003.F. ABOU CHACRA, P. BASTARD, G.FLEURY, R. CLAVREUL, « Optimisation MultiObjectifs du Stockage d’Energie dans un Poste Source HTB-HTA », Electrotechnique du Futur 2003, Gif Sur Yvette, déc. 2003.C.J. RYDH “Energy Analysis of Batteries in Photovoltaic Systems”, EESAT 2003, San Francisco 27-29 Oct. 2003. C. J. RYDH, « Environmental assessment of vanadium redox and lead-acid batteries for stationary energy storage », Elsevier Publ. Journal of Power Sources 80 (1999), pp.21-29.C. J. RYDH, B. SVARD, « Impact on global metal flows arising from the use of portable rechargeable batteries », Elsevier Publ. The Science of the Total Environment302 (2003), pp. 167-184.Site Web :http://www.electricitystorage.org/