EDF Energies Nouvelles a annoncé récemment la mise en service par sa filiale nord-américaine EDF Renewable Energy, d’un système innovant de stockage, combinant une batterie de stockage d’énergie et un logiciel de conduite informatisée.
L’installation McHenry permet de fournir près de 20 MW de puissance (40 MW de capacité dynamique) et de piloter une réserve d’énergie pour stabiliser la fréquence du réseau électrique au niveau local.
Installé dans le comté de McHenry dans le Nord de l’Illinois, ce système de stockage d’énergie McHenry est notamment composé de 11 containers de 1,8 MW, chacun équipé de batteries lithium-ion fabriquées par la société BYD America, leader mondial de batteries rechargeables.
Raccordé au réseau électrique local, l’installation McHenry est pilotée par un logiciel de gestion de l’énergie performant développé par EDF Store & Forecast, société créée à partir d’équipes d’EDF R&D. Ce dernier permet de contribuer à la stabilité de la fréquence du réseau électrique local en gérant précisément et rapidement, la charge ou la décharge de la batterie pour fournir/absorber de la puissance en cas de baisse/hausse de la fréquence, sur consigne de l’opérateur de réseau.
L’installation McHenry constitue ainsi une réserve dynamique de puissance mise à la disposition du gestionnaire de réseau électrique PJM (Pennsylvania – New Jersey – Maryland). Il peut être utilisé notamment pour lisser localement l’intermittence de la production éolienne ou solaire photovoltaïque.
Un an après la mise en service en Guyane de la centrale solaire Toucan (5 MWc) avec stockage d’énergie, le projet McHenry est la deuxième réalisation d’EDF Energies Nouvelles dans le domaine du stockage.
La filiale du groupe, EDF Renewable Energy, développe actuellement 100 MW de projets de stockage supplémentaires en Amérique du Nord.
( Src : CP – EDF EN )
Bonjour, Cet article ne donne aucune indication sur la durée d’autonomie de ces batteries de Lithium. Plus la capacité de stockage est importante plus il ya de flexibilité dans l’exploitation des unités solaires permettant de gerer les intermittences des energies renouvelables.
Les sites isolés déploient depuis longtemps des systèmes Production renouvelable + batterie pour être autonome. La vraie nouvelle de l’article, c’est la taille de l’installation (50MW en batterie, c’est assez énorme). Du coup on aurait souhaité un peu plus d’infos, notamment sur l’enjeu d’un tel système qui me parait hors de prix. Prouver la faisabilité technique ? dans ce cas je veux bien en savoir plus sur les caractéristiques des batteries déployées. Prouver la rentabilité économique ? J’en doute au vue du prix des batterie lithium-ion. Mais si c’est le cas, alors on est effectivement fasse à une très belle réussite. Mais pas sur que l’on trouve du lithium-ion pour tout le monde…
Une photo sur ce site, mais pas beaucoup plus de détails…
On y apprend que la capacité est de 8,5MWh, et que ça prend pas mal de place! Avec 20MW/8,5MWh, la seule utilisation possible comme je le disais hier sur un autre fil c’est du réglage de fréquence. A titre illustratif, vous avez sur cette brochure en page 3 ce à quoi ça peut ressembler en profil de fonctionnement ( c’est marqué clairement, mais notez que l’abscissse est en minutes, pas en heures!)
Projetons nous dans (au pif) une vingtaine d’années et imaginons que la puissance installée en PV et éolien a été multipliée par 5 en France, à performances inchangées ( bien entendu on va me dire qu’elles vont s’améliorer, mais bon…). Donc nous sommes le 29/02/2036, et la météo est la même que 20 ans avant. A midi, il y avait près de 5000MW d’éolien et un peu plus de 3000MW de MW qui débitaient. Pas mal pour un jour plutôt frisquet! Donc en 2036, 25000MW et 15000MW, 40000MW,plutôt sympa. Mais à 19h00, 3000MW d’éolien et 0 MW de PV, donc en 2036 15000MW au total. 40000MW au total à midi, 15000MW à 19h00, les deux heures de pointe. Ca va être très compliqué de gérer ça avec des batteries.
comment on recharge ce jour là nos millions de véhicules electriques qui sont rentrés le soir avec une batterie plus ou moins déchargée? Le fossile “flexible” ( le gaz naturel) a certainement beaucoup d’avenir….thanks ( hop so) to Vladimir!
Et à 21h00 ce jour, ce n’est plus 3000MW d’éolien, mais 2300MW et visiblement en baisse. En 2036, de 15000MW à 19h à 11500MW à 21h00, avec mes hypothèses à la louche (x5 pour la puissance installée). Pour une consommation ( supposée inchangée) de 78000MW à 21h00. On fait comment?
Réduire la pointe est souhaitable parce que ça permet d’éviter des investissements lourds qui servent très peu souvent. Mais je ne pense pas que les usages électriques que vous citez ( four, bouilloire,micro-ondes,..) soient franchement impactés par de la tarification, même dissuasive.
qui serait liée à la météo, on en a déjà parlé, c’est juste du pipeau…sauf peut-être le WE pour certains.
1742MW d’éolien à 22h15 selon RTE. Même multiplié par 5, on fait comment le 29/02/2036 pour fournir environ 70000MW à la même heure (hors montée en puissance du VE et de ses besoins en rechargement)?
Bonjour l’ami, “……Mais je ne pense pas que les usages électriques que vous citez ( four, bouilloire,micro-ondes,..) soient franchement impactés par de la tarification, même dissuasive……..” Pour le ‘particulier’ comme moi, et ‘tempoiste’ de surcroit (!) lorsqu’on on décide de jouer le jeu, de tenir compte de ces jours ‘rouge’ à 5 FOIS LE PRIX NORMAL (!), pour modifier ses ‘sales habitudes de consomation’ (dixit cebh20 !), c’est assez dissuasive ! Mais en fait ….”De quoi est composé la pointe de midi et 19H?,..” à part des ‘coupables’ habituellement cités comme le chauffage atomique…… Quel part est du (les ‘rois de la calculette’ vont surement me sortir les chiffres !) a ce cri entendu chaque jour de l’année vers 12h00 et 19h00…. A TABLE ! Et non seulement chez bibi, qui peut éventuellment faire le choix entre pizza au four atomique à 50cts/kWh, des nouilles au gaz à quelques cts, ou du ‘rechauffé’ sur le poele à bois (cogen gratuite…chaleur+cuisson…!) mais dans les 180,000 etablissements ‘de la bouche’ de France et ses 10 milliards de ‘repas hors foyer’ annuels…..!: Pour eux qui ‘envoyent du lourd’ (friteuses, fours, grilles, micro ondes, bouilloires, machine à café – la totale quoi !) au mauvais moment, coté électrogène, , c’est bien difficle de contourner la pointe….sauf……à toujours manger froid……. Faut il acheter des actions de sandwicheries et d’autres Subway……? Ah la pointe.?……sicetaitsimple, ….et ce n’est surement pas en mettant ‘autour de la table’ à 12h00 ou 19h00 pour ‘discuter’ qu’on va trouver la solution…! Et si on changer les heures des repas..! …..tout un programme pour changer nos “…sales habitudes de consomation…” trimtab
Mais qu’est allé faire EDF dans cette galère?
Bien sûr, Tempo c’est encore une autre histoire! Mais là ce n’est pas le terme “dissuasif” qui s’applique en période rouge, c’est le terme punitif! Moyennant bien entendu des pérides bleues plutôt sympa du point de vue tarifs 301 jours dans l’année. Mais clairement ce n’est pas fait pour tout le monde, il faut comme vous avoir un peu d’organisation , de la volonté et des moyens de chauffage ( et de cuisson en cogen!) adaptés. Bon, terminé pour le rouge, encore 12 jours de blanc à tirer! Bonsoir à “Simone”.
Sur les chiffres, nous sommes d’accord, et il ne s’agit certainement pas d’être optimiste! Je voulais juste me servir des chiffres de production réels de la journée d’hier, plutôt bons que ce soit pour le PV ou pour l’éolien, pour montrer que même avec les mêmes chiffres multipliés par 5 à l’horizon 2036 (+ 20ans), bah il y avait un sacré trou notamment le soir. L’article concernant le stockage, et certains afficionados nous en parlant souvent comme de la solution miracle , c’était juste pour montrer que même avec un optimisme raisonné ( x5), bah il n’y aurait juste rien à stocker le 29/02/2036, mais qu’il faudrait juste trouver 63000MW à 19h00…..
“Les éoliennes répondent tout aussi bien au besoin de base qu’au besoin de pointes, à la fin de l’année ça fait strictement la même quantité d’énergie que des centrales qui marcherait en continu mais qui aurait besoin de centrales de pointes tous les jours de l’année…” Il est sûr que l’éolien fournit de l’électricité en fonction du vent à des moments qui peuvent être des moments plutôt creux ou plutôt tendus.Par contre, employer le terme “répondent tout aussi bien” me parait innapproprié, “répondre ” c’est une action volontaire lié à une sollicitation, et là l’éolien me parait bien incapable de le faire. Quant à la différence avec “des centrales qui produisent en continu”, c’est simplement la puissance à installer pour faire face à la pointe, qui n’a absolument rien à voir.
tant que ce tarif correspond à vos besoins, conservez le. J’imagine assez mal qu’il soit prolongé au-delà des bénéficiares actuels, car il ne correspond plus à l’organisation actuelle du secteur electrique. Il est issu d’une période de quasi monopole d’EDF, il y aura forcément dans le futur des offres plus diversifiées, notamment avec le déploiement de Linky. Et je ne vois pas en quoi EDF qui perd des clients devait se préoccuper de la sécurité d’approvionnement des clients de ses concurrents.
On est aujourd’hui dans une logique de prolongement forcé des réacteurs due à une crise de surprodution en Europe qui met les grandes entreprises de l’énergie en difficulés (+3,2 Milliard d’euros de dette en plus pour EDF en 2015). Les opérateurs cherchent bien sur à limiter les investissements. Les cuves qui veillissent, s’oxydent, qui ont de plus en plus de fissures s’est normal en environnement radioactif. Si il devait y avoir une CSPE pour l’atome, c’est vers de nouveaux moyens de production moins dangereux avec moins de déchets radioactifs. Je n’aurai rien contre payer une CSPE pour un nucléaire propre et sans dangers, mais certainement pas pour des cycles produisant du plutonium, avec des barres en MOS qui déversent dans l’atmosphère du plutonium en cas d’accident. Comme les autres industries (chimie, automobile, recyclage), l’industrie nucléaire doit aussi faire un pas vers des solutions moins dangereuses et moins polluantes. Pas un bloc de béton supplémentaire et des tuyaux en plus comme dans le cas de l’EPR. Un vrai gap technologique vers une solution moins sale pour l’environnement. Sans transport de matières radioactives et avec un retraitement dans le réacteur. Ce n’est pas une utopie, car les cycles thorium le permettent. Il faut juste investir dans la bonne technologie. De toutes les façons, avec le viellissement de nos infrastructures nucléaires (raffinage, centrales, retraitement et stockage), le risque d’un accident devient de plus en plus probable. Il sufit de lire les rapports de l’ASN pour s’en convaincre. Espérons que les accidents ne seront pas trop graves. Si l’industrie nucléaire veut survivre il faut qu’elle innove vers très peu de déchets et plus de sureté. Il faut fermer ces gigantesques marmites de mélange uranium/plutonium sous forte pression qui sont du passé et investir. Et pourquoi pas une participation via la CSPE pour l’innovation. Mais il faudra que cette industrie devienne transparente pour pouvoir faire cette mutation, si il est encore temps.
“Les cuves qui veillissent, s’oxydent, qui ont de plus en plus de fissures” Il s’agit d’une posture de COM qui n’est pas le reflet de la réalité connue et mesurée. Car les cuves qui ont des défauts (fissures ?) les ont de puis le début lors du forgeage. Il n’y a donc pas physiquement plus de défauts, mais ont les détectent mieux et les mesures plus finement (cas de Doël).
Pas besoin de CSPE pour l’atome. En revanche, si EDF était remboursée immédiatement de l’argent qu’elle a avancée pour financer les subventions aux nouvelles EnR… il y aurait 5 milliards de plus dans les caisses ! L’atome a indirectement financé (et finance encore) les énergies renouvelables (essentiellement l’éolien et surtout le photovoltaïque) de façon indolore pour le consommateur à qui le gouvernement ne demande pas ce qu’il devrait donner.
Par curiosité et sans polémique/anti nucléarisme et sans COM, pourquoi EDF indique que les variations de puissance due à l’intermittance des renouvelables accélère le vieillissement des centrales? C’est juste les contraintes mécaniques sur les échangeurs et les turbines ou c’est sur les dilatations de la cuve du réacteur? Je pose la question car l’excès de carbone sur la cuve de l’EPR imposera des variations maximales de température afin déviter d’atteindre la limite mécanique des matériaux. Ceci indique donc que la cuve travaille lors des variations de température. Et si c’est le cas, tout matériau qui travaille fatigue (au sens mécanique).
Non, la CSPE ne plombe pas le bilan d’EDF. Elle a un impact sur sa trésorierie, mais pas sur sa situation financière tant que la créance n’est pas passé en pure perte. Celle ci se retrouve sous forme de créance à la ligne “Clients et comptes rattachés” (note 25) ou “Autres débiteurs courants” (note 26) du rapport d’activité 2015 en page 4. Elle est donc soit sur la ligne à 22 259 soit plus probablement 8 807. Une créance est un actif pour une entreprise.
Pouvez m’indiquer où EDF déclare que : “que les variations de puissance due à l’intermittance des renouvelables accélère le vieillissement des centrales?”
Actif ou pas, il manque actuellement 5 milliards et ça ne se résorbe pas si vite car on continue avec une CSPE sou évaluée qui fait perdurer la créance qui devient renouvelable.
Dans les echos (exact ce n’est écrit par EDF) C’est vrai ou c’est faux?
et non 5, et le calendrier de remboursement s’allonge. C’est à la page 45 du document évoqué par Enerc77: “Le montant de la créance due à EDF est ainsi de 5,9 milliards d’euros fin 2015 (voir note 36.3). L’échéancier de remboursement a été adapté pour que la créance soit remboursée d’ici 2020. Il fera l’objet d’un arrêté ministériel.” Par contre, nous en avons déjà parlé, cete créance contribue aux “actifs dédiés” en vue du démantèlement, c’est donc plutôt neutre pour EDF qui sinon devrait constituer des actifs autres.
Ce n’est pas écrit par EDF, c’est écrit par Benjamin Dessus!
Effectivement, c’est Benjamin Dessus qui le dit. C’est aujourd’hui un antinucléaire notoire… après avoir participer au très fameux rapport Charpin-Dessus-Pellat du juillet 2000 que je citait souvent avant la parution de rapports plus “frais”. Le premier impact de l’amplification de la modulation sur le parc nucléaire est un impact économique due à la baisse de rentabilité. Problème de Kd / Ku défavorable.
Va pour 6 milliards de retard de compensation de CSPE. Désormais, j’écrirais donc 6 milliards au lieu de 5.
ok le gars est réservé sur le nuclaire pour ne pas dire plus. Mais il a un peu de maison. Ce que je voulai savoir, c’est si c’est de l’intox (COM comme dit Dan1) ou si c’est vrai. (la cuve qui se dégrade au fil du temps). C’est vraiment difficile d’avoir la vérité, même avec l’abondance d’information. Si on me convaint que c’est faut, je ne le dirai plus, promis 🙂 Je suis un scientifique, je veux savoir.
On ne voit pas le “gap” se résorber rapidement : Le gap entre 19,5 € et 25,9 €, c’est donc 6 milliards d’Euros qui manquent pour démanteler les centrales. Bon, ben si on pas assez d’argent, on continue le nucléaire. Fessenheim vend 500 millions d’Euros d’électricité par an.
vous pensez être convaincu ( ou pas) sur la base d’un post d’un quidam (que je suis) sur Enerzine? Ce que je peux vous dire, c’est que le domaine de fonctionnement des cuves lorsque ça produit est très limité ( pression stable, température très peu variable au niveau de la cuve). Le combustible bien entendu ça le secoue un peu plus si il y a de la variation de charge, mais comme aurait dit Fernand Raynaud, c’est étudié pour! Et c’est comme son nom l’indique du consommable qui reste 3 ou 4 ans en cuve, ça n’a aucun impact sur la durée de vie de l’installation.
Pas besoin de CSPE pour le parc nucléaire actuel car plus il servira longtemps et moins il coûtera globalement cher. Il a déjà produit 12 000 milliards de kWh et peut en produire encore autant sinon plus avec des réacteurs majoritairement amortis. 24 000 milliards de kWh représente 1 200 milliards d’Euros d’électricité vendue en Euros 2015. 1 TWh = 50 millions d’Euros de recette et il y en a 24 000 donc 1 200 000 millions d’Euros. Combien va globalement coûter le parc sur cette période ?
“Je suis un scientifique, je veux savoir” Si vous êtes scientifique, vous avez déjà dû vous donner les moyens de savoir ailleurs que sur Enerzine !
“Pas besoin de CSPE pour le parc nucléaire actuel”. Ca ne me parait pas aussi évident que vous le dites…Ne parlons pas de CSPE qui est connotée “renouvelables” , mais de dispositifs régulés qui pourraient être différents. Les 42€/MWh (tarif de l’arenh) de la loi Nome sont aujourd’hui totalement inneficients, il va bien falloir trouver autre chose.
Si je suis si souvent ce forum Enerzine, c’est par ce que les échanges sont très souvent constructifs même si passionnels à certains moments. C’est bien au travers des échanges que l’on peut voir la vérité se dessiner. Quand des avis non rémunérés (à priori) sont confrontés à des pro nucke/pro ENRs/pro Big Oil ou autre. Je trouve ici plus d’infos que sur d’autres média dont la source n’est pas forcément crédible. Merci à Enerzine et aux contributeurs!
je trouve parfois (pas toujours) de la matière interessante sur Enerzine. Si ce n’était pas le cas, je n’y interviendrais pas depuis 2008… Mais sur le taux de carbone local de la cuve de Flamanville et son impact éventuel sur la sureté, là n’espérez rien de sérieux, sauf un renvoi éventuel sur un avis de l’ASN.
>C’est juste les contraintes mécaniques sur les échangeurs et les turbines ou c’est sur les dilatations de la cuve du réacteur? >Je pose la question car l’excès de carbone sur la cuve de l’EPR imposera des variations maximales de température afin déviter d’atteindre la limite mécanique des matériaux. Ceci indique donc que la cuve travaille lors des variations de température. Et si c’est le cas, tout matériau qui travaille fatigue (au sens mécanique). ce sont des questions distinctes! Les éléments d’un réacteur nucléaire sont, bien sur, étudiés du point de vue de la fatigue des matériaux. Ce sont les transitoires de grande amplitude et assez fréquents qui génèrent les effets de fatigue les plus importants pour en savoir plus: lien vers un document de 2011 de l’OCDE le résumé :
Pour ce qui est du fond de la cuve du réacteur EPR de Flamanville : le mieux est de lire le rapport de l’IRSN En résumé : les normes applicables à la construction ont changé ; le fond de la cuve a été construit selon les anciennes normes et l’ASN a voulu savoir (c’est naturel) comment il se situait vis à vis des nouvelles normes. Il a trouvé une anomalie importante qu’il instruit. A l’endroit où est située l’anomalie, c’est pas vraiment un problème ; ailleurs, ce serait plus sérieux, d’où une revue complète des fabrications pour voir si d’autres anomalies existent. la démonstration de sureté repose sur un ensemble composé des caractèristiques de matériaux + l’effet du vieilissement + l’effet de la fluence (bombardement par des neutrons) et des efforts exercés sur le matériau dans les situations les plus pénalisantes Le matériau a des mauvaises caractèristiques à froid, dans les endroits où il n’y a pas de choc froid ni de flux de neutrons
On devine dans le rapport que l’outil industriel d’AREVA a été dimensioné pour les centrales du palier N4 et que la réalisation des pièces de l’EPR (dans le cas la pièce a une masse 25 % plus importante que la pièce équivallente du palier N4) peut poser des problèmes de fabrication d’où le choix d’un autre procédé de fabrication. En résumé, l’EPR a été conçun indépendemment de l’outil industriel d’AREVA si l’EPR se vendait comme des petits pains ce serait pas un problème : on investirait massivement pour adapter l’outil industriel …. sauf que c’est pas vraiment ce qui se passe!
…avec le rapport de l’IRSN aimablement fourni par I.lucas! Alors, vous en pensez quoi?
Oui gaté. C’est très instructif. Ca m’a rappelé les cours de matériaux:) On voit que ces cuves sont hyper complexes et on comprend pourquoi il faut des années d’homologation. Effectivement les anomalies dans la cuve sont dans des zones peu exposées au rayonnement (tout est relatif) et aux variations de températures car loin des conduites. On voit aussi que le matériau travaille au cours du temps et que même si beaucoup de cycles sont prévus (j’ai vu 10 000 sur les cuves allemandes), la ténacité à basse température diminue au cours du temps. Le risque c’est que la cuve cède en cas d’injection brutale d’eau très froide. En plus des cycles thermiques, l’effet de fluence comme indiqué par I.Lucas semble bien maitrisé. Ce que je ne vois pas dans le rapport, c’est l’effet de la fragilisation de l’inox par l’hydrogène. Et de l’hydrogène, il y en a forcément vu que les réacteurs émettent du tritium. J’espère que les fissures dues à l’hydrogène sont régulièrement inspectées. Sinon le risque serait encore plus important. Ce que j’en retiens, c’est que le viellissement des cuves ne pose pas de problèmes en plage de fonctionnement normal, mais que si le réacteur recoit une injection massive d’eau froide pour palier à une fuite, le risque d’une rupture de cuve s’accroit au cours du temps.
> Ce que je ne vois pas dans le rapport, c’est l’effet de la fragilisation de l’inox par l’hydrogène. Et de l’hydrogène, il y en a forcément vu que les réacteurs émettent du tritium. J’espère que les fissures dues à l’hydrogène sont régulièrement inspectées. Sinon le risque serait encore plus important. Il faut lire la fragilisation des aciers ferritiques et non inox. La prévention est assurée par des coulées sous vide afin de permettre un dégazage de l’hydrogène.
Autant pour moi, je n’avais pas vu qu’il n’y avait pas de fer dans ces Inox, contairement à ceux qu’on utilise couramment même en milieu salin. Avec 50% de Molybdène et jusqu’à 25% de chrome, ça doit pas être donné le lingot de près de 100 tonnes!. Merci pour ces infos.
Mais de quoi parlez vous? Pas du matériau des cuves?
L’inox est le diminutif de acier inoxydable. Or acier = fer + carbone L’inox c’est au minimum du chrome en plus. Donc “l’inox” = fer + carbone + chrome On peut ajouter d’autres choses, mais c’est la recette minimale. Maintenant, s’il existe de l’inox sans fer… ça peut devenir intéressant pour supprimer la corrosion ! Il faut d’urgence déposer un brevet.
Si c’est bien le matériaux des cuves- Les deux tableaux en page 47 du document de l’INRS. C’est surtout la calotte supérieure qui risque la corrosion par H2, mais c’est un alliage Molybdène/Nickel/Chrome Je ne sais pas si on peut appeler ça de l’inox, vue que c’est pas un acier. Disons un alliage inoxydable.
J’avais repris le therme de I. Lucas. J’ai écris inox pas acier inoxydable.
Le problème du dégagement d’hydrogène dans un accident nucléaire est un problème d’explosion immédiate, pas d’oxydation en profondeur de la cuve. Les problèmes des défauts dus à l’hydrogène sont des défauts de forgeage alors que la cuve n’est pas encore formée et que l’acier n’a pas encore vu d’uranium et de neutrons.
ok pour les rejets massifs d’H2 en cas d’accident. Je parlais d’autre chose. L’hydrogène attaque le fer lentement mais surement. D’ailleurs l’hydrogène passe à peu près dans tous les métaux (il est très petit). Il s’infiltre et provoque des fissures. C’est un problème connu sur tous les équipements de stockage d’hydrogène.
“@6ctsimple – oui par de fer dans la cuve”. Ah bon…Si vous le dites… Vous lisez mal, je ne sais pas, mais c’est faux.