ADELE : stocker de l’électricité en comprimant l’air !

Stocker de l’électricité de manière efficace, en toute sécurité et en grande quantité – voila certainement l’un des défis clés à résoudre dans les prochaines années.

Les membres du projet ADELE** dont fait partie RWE, mais aussi General Electric, Züblin, et le Centre National allemand pour la Recherche aéronautique et spatial (DLR) ont signé à Berlin un accord de coopération et de développement allant dans ce sens.

"L’expansion massive et voulue de l’énergie éolienne nécessite des solutions intelligentes pour garantir un approvisionnement continu en électricité. A travers le projet ADELE, nous prenons les devants afin de développer rapidement un modèle de stockage efficace ", a déclaré le Dr Jürgen Großmann, directeur exécutif chez RWE.

Lors de périodes où l’offre excède la demande électrique sur le réseau éolien, de l’air sera comprimé et stocké dans de grandes poches souterraines. La chaleur résultante sera elle aussi emmagasinée dans un système de stockage d’énergie thermique. Plus tard, lorsque la demande en électricité augmentera, cet air comprimé pourra alors servir à produire de l’électricité grâce à une turbine, tout en récupérant simultanément de la chaleur.

Pendant le processus de compression, la température de l’air va jouer un rôle décisif car elle s’élève à plus de 600 ° C
. Pour s’assurer que la chaleur induite ne soit perdue, elle sera extraite du compresseur d’air avant même que l’air ne soit à son tour stocké et (la chaleur) sera captée par le système de stockage d’énergie thermique.

Avant de produire de l’électricité et avant que l’air ne soit en mesure de faire fonctionner une turbine, l’air comprimé devra être chauffé à nouveau par le système de stockage d’énergie thermique. Cette approche adiabatique où la chaleur n’est pas perdue mais reste dans le processus peut être utilisée pour produire de l’électricité à partir de réservoirs d’air comprimé existants. En outre, l’air comprimé ne sera pas chauffé plus longtemps que ne nécessite le procédé utilisant du gaz naturel – évitant du coup les émissions de CO2.

Suite à la réalisation d’une étude de faisabilité, les partenaires du projet ADELE ont déjà jeté les bases du programme de développement. L’objectif est de construire une usine de démonstration, qui devra débuter ses opérations en 2013. Elle aura une capacité de stockage d’un milliard de watts-heure (GWh), assez pour délivrer une puissance de 200 MW. Par ce moyen, ADELE sera en mesure de garantir une capacité électrique dans un délai très court et remplacer en l’état une quarantaine d’éolienne pendant plus de cinq heures.
Le ministère fédéral allemand de l’économie s’est dît prêt à offrir un financement public. Les membres d’ADELE ont indiqué également qu’ils allaient contribuer au financement du projet à hauteur de 10 millions d’euros.

** ADELE : acronyme traduit de l’allemand : stockage adiabatique d’air comprimé et d’énergie pour un approvisionnement en électricité

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Pastilleverte

le chaînon manquant à l’exploitation “intelligente” et durable des ENR, notamment éolien et PV Attendons impatiemment 2013… pour commencer

marcob12

“Enfin” pourrait-on dire. Depuis qu’on sait que la compression adiabatique de l’air peut permettre de viser des rendements de conversion dans l’intervalle (70 à 75%) tout le secteur des renouvelables attendait le premier pilote industriel. Il aura donc ce visage puisqu’il semble que les autres installations soient plus traditionnelles (on est alors du côté des 40%). Si le projet est techniquement solide, il doit pouvoir être viable économiquement (on a peu de dispositifs de stockage dans la  gamme du GWh en dehors de l’hydraulique). Espérons qu’ils seront plus bavards dans un avenir proche sur les détails du projet. Rendement probable ? Matériau pour le stockage des calories ?

michel123

c’est l’une des  seules alternatives viables au meilleur procédé actuel qui reste le pompage hydrolique suivi du turbinage à la demande avec un rendement de 90% à l’aller et 90% au retour soit 80 % de rendement global. L’avantage de l’accumulation sous terraine c’est de ne pas occuper de grands espace au sol et de disposer d’un nombre de sites potentiels assez élevé. Une autre alternative viable c’est l’accumulation de la chaleur des centrales thermosolaires ou nucléaires sous forme de gros réservoirs de sels fondus . Les énergies intermittentes continuent à produire quand cela leur chante pendant que les grosses unités de production continuent à travailler à plein régime en accumulant l’énergie inutile en période creuse et la restituant en période tendue. MC

Edc

Les ricains ont déjà ça depuis 1979 (Norton, Cleveland) … Aux dernières nouvelles, j’ai comme chiffres stockage:               batterie:      33 kWh/m3 (électrolyte    ),  rendement 70%               thermique: 200 kWh/m3 (réfractaires  ),  rendement 60%               gaz:            12 kWh/m3 (gaz 100 atm),  rendement 50% pour ce qui est des bilan carbone et recyclabilité des techno, … pas de chiffres … Il manque aussi l’hydrogène, et surtout les possibilité de stockage individuelles (si tout le monde possède des tampons de 6kW à la maison de quelques heures, couplés à des compteurs intelligents qui redisribuent à la demande sur le réseau, et bien tous les problèmes de stockage seront résolus … et pas la peine de risquer de nous faire écrouler le sous-sol un de ces 4 matins en le fragilisant par des cycles compression-décompressions …  … ça promet !!!

zelectron

MDI avec Guy Negre devrait s’en occuper, déja pour des petites éoliennes (+ film aqueux en hauts de cylindres pour améliorer le rendement)

dede29

 Les trous dans le sous-sol vont devenir de plus en plus recherchés ,à quand leur commercialisation ?

traction0

Oui, je suis désolé de voir les solutions tarabiscotées pour essayer de créér/conserver de l’énergie, si tous les brevets qui ont été rachetés depuis de nombreuses années, des lustres, n’avaient pas été éliminés et/ou les chercheurs purement et simplement liquidés, nous n’en serions pas là car, il y a des années et des années que des solutions avaient été présentées, mais bien sûr le Dieu “pétrole”, ne pouvait descendre de son piedestal si enrichissant pour une minorité !!

irisyak

Ce procédé est mis en oeuvre aux USA depuis un moment. Il nous manque les coûts pour chaque cycle car il faut bien amortir le matériel. Il existe les procédé Lempérière qui consiste au stockage hydraulique en mer grâce à des atolls artificiels.

Edc

Avez-vous été victime d’un tel acte (achat et destruction de brevet)? Car il n’est jamais trop tard pour ressortir les bonnes idées … surtout en ce moment où ça va très vite … n’hésitez pas à en faire part … au moins ça nous évitera peut-être un futur cataclysme tectonique, avec un énorme stock d’air comprimé en sous-sol qui s’effondre ou explose !!!

Edc

Quand on voit que pour l’instant, les réservoirs gaz des technos de stockage air comprimé ont une durée de vie de 10000 cycles charge/décharge et qu’après c’est poubelle (enfin, …, recyclage) pour des raisons mécaniques … ça fait réfléchir sur la pérénité du stockage en cavernes ….

bmd

Pourquoi faire apparaître comme révolutionnaire une technique déjà ancienne, et qui a déjà fait l’objet de pas mal de réalisations, dont une ne Allemagne sous Hitler? Ce qui est nouveau ( enfin pas tellement car les recherches sur le sujet datent déjà de 20 ans) c’est l’augmentation du rendement global, qui n’était jusqu’alors que de 40 à 50 %, à cause d’une production de chaleur inutilisée lors de la compression de l’air, et de la nécessité de son réchauffement ( avec du gaz naturel!!!) lors de son réchauffement. Ici, on récupère la chaleur de la compression,on l’utilise partiellement pour réchauffer l’air à la décompression, et éventuellement pour produire à nouveau de l’électricité avec une turbine. Le rendement électrique est donc un peu meilleur (60%?), ainsi que le rendement global( 70%?) à condition que la chaleur non utilisée pour réchauffer l’air soit intégralement utilisée en cogénération. Rappelons nous également que le stockage thermique ne peut se faire qu’à l’échelle de la journée. On a donc un système qui lisse la production éolienne à l’échelle de la journée, ce qui est certes très utile, mais avec des pertes de 30 à 40 %  ( il faut donc d’autant plus d’éoliennes). Mais le système n’a plus d’intérêt par rapport à un CAES classique pour les périodes sans vent, où il faut décomprimer l’air stocké sans le secours de la chaleur accumulée à la compression, donc avec du gaz naturel. A l’échelle de l’année, les pertes sont donc plus près de 40 % que de 30%. Mais deux problèmes importants sont la faible capacité de stockage, environ 12 kWh par m3 comme le dit Edc, et la disponibilité de cavernes souterraines ayant les caractéristiques mécaniques adaptées. 12 kWh par m3, c’est seulement 10 fois la capacité de l’hydraulique gravitaire! Il faut donc envisager, pour stocker la quantité d’énergie que stockent les barrages d’altitude français,qui est déjà très insuffisante à l’heure actuelle la disponibilité de cavernes souterraines adaptées ayant un volume total de vides dix fois inférieur à celui de nos barrages, ce qui reste malgré tout énorme.D’autre part,la capacité dépend de la pression, donc de la profondeur. Mais il n’existe pas de cavernes souterraines naturelles de très grandes dimensions au-delà de la centaine de mètres de profondeur, ce qui correspond à une pression hydrostatique de 10 bars, ce qui me paraît peu.Il faut donc chercher plus profond. Comme le coût de la création d’un volume suffisant et avec les caractéristiques mécaniques requises à plus de 100 mètres est hymalayesque, il faut chercher  des mines désaffectées (mines de sel en Allemagne) mais quel travail pour les rendre étanches! On peut stocker en aquifères souterrains, comme on le fait déjà en France pour le stockage de gaz. Mais le volume de vide y étant à peu près dix fois inférieur à celui de l’aquifère lui-même, le volume d’aquifère doit donc être 10 fois celui d’une caverne! Et il y a là aussi bien des problèmes: étanchéité de la couverture, influence des variations de pression dues au stockage- déstockage sur les transferts hydrauliques du sous-sol à très grande échelle entre autres.  

bmd

EDC a raison de citer l’éventuel effet des contraintes dues aux cycles de compression décompression. Un exemple est celui des travaux réalisés pour les installations géothermiqes de Soultz/sous/forêts en Alsace: l’injection d’eau dans les fratures a provoqué des microséismes ressentits par les habitants alentours. Pas de quoi fouetter un chat, certes, mais assez pour inquiéter les habitants d’une région sismique.

Tom

Il est démontré que lorsqu’on applique une contrainte suffisante au sous-sol il se produit un déséquilibre qui se traduit par un séisme (cf Science et Vie  n°1099, avril 2009). Cette solution est difficilement viable ! Je suis d’accord avec Edc, la seule solution crédible est de faire disparaitre les centrales et que chacun produise son énergie. Seulement cela pose (surement) problème à certains … Alors la question n’est pas seulement technologique mais peut etre politique ! Bref j’arrete la jvais me faire taper dessus =P

Dan1

Pas nouveau et pas si simple :  Au-delà du principe de réchauffage de l’air qui alimente la turbine, il faut aussi savoir avec quel type d’éoliennes on alimente la cavité en air comprimé : des éoliennes à générateur électrique qui entraînent alors un compresseur… électrique mais peuvent aussi produire directement de l’électricité utilisable ou bien des éoliennes qui ne produisent que de l’air comprimé. En conclusion :  affaire de rendement et d’ordre de grandeur. Combien veut-on stocker ? pour combien de temps ? A titre indicatif, un parc éolien à l’échelle d’un pays comme l’Allemagne (24 GW) peut avoir des faiblesses pendant deux semaines et un facteur de charge moyen de 7 % (oscillant entre 1 et 17 %). Si on est capable de stocké 1 TWh pour deux semaines, on peut restaurer la régularité de la production… mais 1TWh c’est énorme. L’étude est intéressante mais il y a loin de la coupe aux lèvres.                      

marcob12

En relisant le communiqué de RWE on a quand même un peu l’impression qu’ils ont réfléchis à la question et ne vont pas découvrir un écueil majeur à leur concept en lisant nos commentaires. La fin de l’article fait penser à un aménagement dans une formation saline et sauf erreur à 300m de profondeur on a déjà de l’ordre de 100 bars de pression lithostatique. Or des mines bien plus profondes existent puisque l’une d’elle à 700m de profondeur (Asse) était censé servir au stockage de déchets nucléaires. Par ailleurs on ne part pas de zéro dans la connaissance du comportement mécanique des réservoirs de stockage en cavités dans le sel puisqu’on pratique depuis les années 60/70. Des volumes supérieurs à 700 000 m3 (pour du méthane) existent déjà dans de telles formations (en allemagne à “Nuttermoor” par ex) avec un recul d’environ 20 ans. Certes un réservoir de méthane est moins cyclé qu’un, d’air comprimé, le serait, mais on a déjà un certain retour d’expérience. Le démonstrateur va déjà servir à voir ce qui se passe quand on cycle plus un tel réservoir, mais si on est assez profond avec un bon différentiel entre la pression de stockage et lithostatique, on semble risquer assez peu car ces formations salines sont connues pour leur très faible porosité (entre autres qualités). Certains me semblent bien empressés de constater hic et nunc leur échec. Je tiens à les rassurer : il reste encore l’espoir qu’ils échouent…

fredo

Quand on voit qui participe à ce projet, on constate une montée en régime par rapport à 2008 où EnBW, nro 4 allemand et filiale d’Edf, avait annoncé un projet identique. Ici, RWE s’est associé à GE et DLR, probablement pour trouver des solutions aux problèmes qui ont déjà été identifiés. Espèrons que cela va stimuler EnBW!

Sicetaitsimple

car effectivement ce type de cavité est déjà utilisée pour des stockages de gaz naturel avec des cyclages de pression importants. Le problème (et RWE le dit à la fin dans son communiqué), c’est le stockage de chaleur. Parce qu’il faut cycler en pression ( la même et les mêmes cyclages que dans la cavité ) mais aussi en température. Et là, c’est une installation de surface, pas une formation géologique… Pas gagné, mais interessant.

Edc

je ne dis pas que chacun produise son électricité, mais que chacun participe au stockage “global” par l’installation de tampons électriques chez soi. La production sera de toute façon faite par les ENR, de plus en plus, avec des centrales classiques de moins en moins sollicitées et qui n’auront plus à moduler aussi fortement leur production  …. Il y a déjà des projets qui fleurissent en utilisant les voitures électriques dans les parking pour jouer ce rôle … mais les constructeurs d’auto disent que ce n’est pas leur problème que de lisser la production électrique … Plus concrétement, maintenant que les onduleurs et les compteurs commandables à distance sont disponible, le problème du stockage n’en a plus que pour quelques années… il faut juste que ces projets soient lancés par les gestionnaires comme RTE, tout comme il existe déjà des clients qui “s’effacent” à leur demande … Si beaucoup ont déjà un ballon d’eau chaude à la maison, et bien dans quelques années on aura tous notre ballon d’électrolyte ou d’air comprimé, ou autre future techno de stockage servant de tampon pour l’électricité produite par les ENR.

Sicetaitsimple

Si li y a un bon moyen de lancer les smart grids, c’est via les ballons d’ECS electriques(ce qui ne retire rien, je le précise tout de suite avant de me faire incendier, à l’eau chaude solaire). Les hybrides rechargeables suivront.

Dikedike

Eccellante idée pour les petites réalisations à mon avis , mai moins évidente pour les stockages souterrains à grande échelle .

traction0

Bonjour, Honnêtement non, bien que électromécanicien depuis près de cinquante ans, j’ai fait durant certains loisirs, quelques essais mais, sans résultat concluant, il aurait peut être été judicieux de disposer de beaucoup plus de temps à consacrer à ces essais mais, il est un fait que souvent, en effectuant quelques bricolages “maisons”, on arrive à des résultats postifs et inattendus !! Je reste cependant convaincu que les solutions existent car à l’époque ou je faisais ces essais, époque où la gestion électronique des moteurs thermiques n’existait pas, j’étais arrivéà une diminution de consommation d’environ 15 % avec un bricolage finalement très simple, ce qui veut dire que si j’étais arrivé à ce résultat avec des moyens très rudimentaires, des chercheurs équipés pouvaient en faire beaucoup plus, que de millions de litres de pétrole épargnés depuis très longtemps, mais voila, on ne touche pas aux lobbies du pétrole tant que celui-ci sera disponible !!!

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