Okinawa Electric Power Company, une compagnie d’électricité située dans la préfecture d’Okinawa au Japon, va recevoir prochainement des équipements inhabituels pour sa nouvelle génération de centrale électrique.
En effet, le dispositif comprendra des batteries de stockage dont l’objectif est de faire tampon avec les différentes installations hétérogènes de production d’énergie (thermique, éolien, etc.) et d’injecter au final, une électricité stable sur le réseau.
Le système devrait être testé à Miyakojima dans l’archipel d’Okinawa, à partir de l’automne 2010.
Des essais seront réalisés en ajoutant des ressources photovoltaïques de l’ordre de 4 MW. Elles seront installées en plus de celles existantes comprenant deux centrales thermiques (21.500 kW et 40.000 kW), une centrale à turbine à gaz (15.000 kW) et 5 centrales éoliennes (900 kW x 4 et 600kW x 1).
Comme la production d’énergie solaire et éolienne demeure sans cesse fluctuante, des tests sur les batteries de stockage SCiB (4 MW batteries sodium-soufre et 200 kW batteries lithium-ion) permettront aussi de mesurer les surplus d’électricité et de procéder à des réglages de fréquences.
Toshiba suppose que pour un système photovoltaïque de 4 kW correspond 100 maisons et que pour une batterie Li-ion de 8kW correspond 25 maisons.
Plus sécure, les batteries SCiB sont adaptées aux charges rapides. Elles contiennent une anode d’Oxide Lithium-Titane et ont la propriété d’être plus contrôlable électroniquement (charge, maintien en charge, capacité à débiter du courant).
Les batteries sodium soufre contrairement au lithium ion sont interessantes car elles utilisent deux éléments dont regorge notre environement : le sodium et le soufre , elles ont pour inconvenient de fonctionner à haute température et de ce fait (isolation encombrante ) ne peuvent servir que pour des postes fixes ou de trés grosses unités (trains , bateaux). Je me demande pourquoi personne n’a eu l’idée de faire des réservoirs de sels fondus attenants aux centrales nucléaires dont les possibilités d’adaptation au réseau sont possibles mais assez lentes ? Ces systèmes de réservoirs de sels fondu qui existent et fonctionnent avec succés combinés aux centrales thermosolaires permetttraient la gestion à moindre coût des pics de consommation et des baisses de production des énergies alternatives et surtout intermittentes que sont solaire et éolien . Pourquoi faire de petits systèmes de stockage (chers )prés des énergies intermittentes alors que de trés grosses unités (relativement plus économiques ) à côté des principales sources de production (fixes ou peu modulables : nucléaire en france , charbon en allemagne ) seraient beaucoup plus logiques , trés réactives et capables d’accumuler l’énergie massivement avec un excellent rendement , remplaçant avantageusement les stations de pompage-turbinage dont les sites potentiels sont éloignés (alpes ) et peu nombreux si l’on considère qu’il faut de la place ou un trés fort dénivelé (1OO0 metres) pour avoir une bonne capacité d’acumulation . Cette accumulation qui est le problème majeur de notre futur mix énergétique si l’on veut à terme éliminer les centrales à gaz qui assument l’essentiel des variations rapides . M C
Comment le rendement énergétique des sels fondus se compare-t-il à celui des STEP et des batteries?
Bien d’accord (sur cet item), le stockage “intelligent” pour ne pas dire “durable” (…) est une des clés majeures du futur énergétique. Etant béotienne en la matière, le sodium n’est-il pas dangereux (maîtrise difficile des feux de sodium), ce qui avait été en son temps (dans les 70′) un des arguments contre Super Phénix, refroidi au sodium; Autre piste pour l’avenir : la thermoélectricité; Avez-vous une idée des rendements des systèmes actules ? Y a t il eu des évolutions, y a t il des équipes de chercheurs sur ce sujet ? Merci de vos réponse, de préférence anacarbocentristes
bien d’accord avec Michel 123. Un point cependant: s’agissant des énergies renouvellables, donc décentralisées, ne serait-il pas interessant d’envisager également un stockage décentralisé pour ces énergie sintermittentes? La distribution d’électricité en métropole est organisée autour d’environ 1350 postes sources vers lesquels convergent la production solaire, éolienne, pour ensuite être redistribuée au réseau. De telles stations de stockage auraient à priori tout leur sens à proximité des postes sources, à la fois décentralisés tout en ayant une taille critique.
Pour répondre un peu à tout le monde , les réservoirs de sels fondus ne sont pas dangereux , car le sel qui est dans ces réservoir est fait des sels de sodium ou de potatium iniflammables . Le sodium n’est inflammable que sous sa forme métallique(Na métal) et absolument ininflammable sous sa forme sodique (Na+cl- ) ou même sous forme sodium-soufre (une sorte de sel ) Le rendement des réservoirs de sel fondus est proche de 100% puisqu’il n’y a pas pompage returbinage (comme une centrale electrique d’accumulation d’énergie hydrolique ) mais simple accumulation de chaleur (comme un barrage hydrolique qui accumule l’eau ). Les pertes se situent dans les déperditions thermiques des réservoirs( s’ils sont mals isolés ) de la même façon qu’une pertie de l’eau des barrages s’évapore ou part dans la nappe phréatique Par contre comme toute centrale thermique (gaz , charbon ,fuel , nucléaire et thermosolaire pour répondre à une autre question ) qui convertit la chaleur en vapeur sous pression laquelle fait tourner des turbines électriques le rendement de conversion chaleur èlectricité plafonne à 4O%.dans les trés grosses centrales et se situe plutôt vers 35% dans les petites unités . On peut améliorer le rendement si l’on trouve une utilisation locale à la chaleur inutilisable (chauffage urbain) , le rendement peut alors frôler les 90%, mais c’est rare car ces unités ne se situent que rarement en pleine ville . Les réservoirs de sels fondus ne vont donc pas pomper une chaleur quelque part pour la restituer (avec perte ) plus tard mais simplement mettre de côté(accumuler ) une chaleur inutile qui arrive en continu dans une centrale surdimentionnée à un instant donné. C’est ce que font déjà les espagnols avec leurs centrales solaires à concentration pour produire de l’électricité aprés le coucher du soleil. Pourquoi il est plus avantageux de l’accumuler en grosses unités centralisées ? Parce que à moins de se trouver seul isolé dans un coin ,dans ce cas il est logique de garder son réservoir de chaleur pour utilisation personnelle , ces grosses unités réliées à un réseau global se trouvent prés des lignes à trés haute tension qui transportent le courant quasi sans perte , que plus l’unité d’accumulation est grosse moins le coût relatif de l’installation est élevé , et plus les pertes thermiques sont faibles . C’est aussi pour cela que les grosses éoliennes sont beaucoup plus rentables que les petites .
pour répondre un peu à tout le monde , les réservoirs de sels fondus ne sont pas dangereux car le sel qui est dans ces réservoir est fait des sels de sodium ou de potatium . Le sodium n’est inflammable que sous sa forme métallique(Na métal) et absolument ininflamable sous forme de sel (Na+ ) ou même sous forme sodium-soufre (une sorte de sel ) Le rendement des réservoirs de sel fondus est proche de 100% puisqu’il n’y a pas pompage returbinage (comme une centrale electrique d’accumulation d’énergie hydrolique ) mais simple accumulation de chaleur (comme un barrage hydrolique qui accumule l’eau ). Les pertes se situent dans les déperditions thermiques des réservoirs( s’ils sont mals isolés ) de la même façon qu’une pertie de l’eau des barrages s’évapore ou part dans la nappe phréatique Par contre comme toute centrale thermique (gaz , charbon ,fuel , nucléaire et thermosolaire pour répondre à une autre question ) qui convertit la chaleur en vapeur sous pression laquelle fait tourner des turbines électriques le rendement de conversion chaleur èlectricité plafonne à 4O%. Les réservoirs de sels fondus ne vont donc pas pomper une chaleur quelque part pour la restituer (avec perte ) plus tard mais simplement mettre de côté(accumuler ) une chaleur inutile qui arrive en continu dans une centrale surdimentionnée à un instant donné. C’est ce que font déjà les espagnols avec leurs centrales solaires à concentration pour produire de l’électricité aprés le coucher du soleil. Pourquoi il est plus avantageux de l’accumuler en grosses unités centralisées ? Parce que à moins de se trouver seul isolé dans un coin ,dans ce cas il est logique de garder son réservoir de chaleur pour utilisation personnelle , ces grosses unités réliées à un réseau global se trouvent prés des lignes à trés haute tension qui transportent le courant quasi sans perte , que plus l’unité d’accumulation est grosse moins le coût relatif de l’installation est élevé , et plus les pertes thermiques sont faibles . C’est aussi pour cela que les grosses éoliennes sont beaucoup plus rentables que les petites .
Y’a des lecteurs qui devraient être ministre de l’énergie. (C’est pas ironique) Je pense que la raisons pour laquelle ces idées n’ont pas encore été adoptées sont: – Leur cout relatif à l’énergie stockée et leur rendement (les 2 etant probablement moins avantageux que les STEP) – Le fait que la part des energies intermittantes soient encore bien faible dans le mix energétique national – Le fait que l’import/export permettent de faire face facilement aux variations d’offre et de demande. (dans une certaine limite, mais cette limite est tres rarement atteinte) Les Japonais (et les Allemands) sont juste en avance…
Pour répondre à mr Chelya Les problèmes techniques liés à la corrosion des sels fondus semblent avoir été résolus par les allemands puisqu’ils semblent couramment l’utiliser pour les centrales thermosolaires qu’ils construisent en espagne et bientôt en afrique . C’est ce problème de corrosion , qui il y a 30 ans a fait choisir à la france la voie catastrophique du sodium liquide comme caloporteur dans ses centrales surgénératrices : Le sodium liquide a le trés gros défaut de s’enflammer à l’air et même à l’eau . Je vois que le passé n’a pas servi de leçon puisque les futures centrales de 4ème génération (surgénératrices en fait) fonctionneront encore au sodium liquide avec sans doute (quand même ! )le circuit secondaire aux sel fondus. Pour la maintenance , c’est la même chose : cela ne semble pas leur poser de problème , l’on vide les canalisations sur lesquelles on veut intervenir , dans le réservoir lui même , s’il est bien isolé , le sel peut rester liquide à plus de 400° plusieurs semaines avant de se solidifier et d’autant plus longtemps si le réservoir est trés gros . Plus il est gros , plus le rapport surface /masse est faible et moins il y a de déperditions caloriques. L’argumentation sur l’intérêt de la décentralisation ne m’a pas paru trés claire (enfin pourquoi pas ? ), mais si l’on veut réellement créer une production d’énergie intermittente qui atteigne jusqu’à 30 voire 50 % de la production totale il faudra d’énormes sructures d’accumulations pour répondre aux grosses inadéquations consommation-production. La gestion des trés grosses structures étant toujours plus simple et plus économique (il faut y penser) que la gestion d’une myriade de petites .
C’est du bidouillage avec ce qu’on a sous la main, pourrait-on dire. On sait déjà que le stockage fixe (de l’électricité) pour le réseau, aura un ensemble de contraintes à gérer sensiblement différentes de celles du stockage mobile. Il y a déjà un marché pour les batteries Li-Ion automobiles en deuxième vie, anticipé par tout le monde et une volonté US de baisser les prix de façon volontaire en faisant du stockage fixe avec celles-ci dès leur apparition. Pour le stockage massif on attend me semble-t’il beaucoup de trois grands concepts : le premier est le stockage thermique qui permet en théorie de stocker des GWh (et les restituer) avec un rendement de 99% (en résumé les chambres froides pompent du courant pour diminuer leur température lors des pics de production et s’effacent quand le réseau le demande en profitant de leur énorme inertie à la remontée en température).Projet “night wind et autres. Le deuxième est la compression adiabatique de l’air dans des cavernes souterraines (pilote annoncé récemment sur le site) et le troisième le concept des batteries à flux redox. J’en vois un quatrième apparu il y a peu et qui promet sous la forme de “piscines” de métal fondu (all liquid metal) de stocker de grandes quantités d’électricité à un coût faible. Si ce concept arrive à terme, big sera beautiful (le volume augmentant comme le cube quand la surface d’échange varie comme le carré de la taille). Il y a une telle profusion de pistes suivies actuellement (je dirais une trentaine) qu’il faudrait être devin pour savoir qui deviendra banal et qui se contentera de niches. L’un de ces projets sera le prédateur naturel des centrales à gaz. L’histoire retiendra peut-être qu’on l’appella “electroville” au tout début…
toujours au chapitre des mauvais choix français, à titre de curiosité je recommande la visite du site de Targassonne dans les Pyrénées Orientales, qui a expérimenté les sels fondus à la fin des années 70, dans le cadre de feu le COMES, Commissariat à l’Energie Solaire, soigneusement dissous dans l’Ademe ensuite. Le site a été laissé à l’abandon et est réactivé maintenant en remplaçant les sels fondus par une centrale à gaz c’est tellement plus pratique avec en parallèle photovoltaïque sur trackers. ou comment devenir suiveur alors qu’on était leader, beau gachis.
Il y a deux raisons de developper du stockage d’électricité: soit c’est “rentable”, au sens noble du mot (minimalisation du coût pour la collectivité), mais pour ça il faut un differentiel de prix (ou de couts) important entre jour/nuit, semaine/WE,été/hiver. C’est ce qui a amené les développements de STEP en France dans les annéees70/80, mais c’était dans une vision très hexagonale, normale pour l’époque, de la production et du marché de l’électricité. Ce différentiel aujourd’hui n’est pas suffisant dans un grand réseau interconnecté comme celui de l’europe. On ne stocke pas , on achète/vend entre pays selon les prix relatifs qui sont de plus en plus impactés par les productions fatales. soit on a un vrai problème technique d’équilibre production/consommation, ce qui peut être le cas dans des pays peu interconnectés avec beaucoup d’intermittent.De ce point de vue , nos DOM seront dans un proche avenir interessants à observer, mais l’Irlande, par exemple, le sera à une échelle supérieure . Quant au débat centralisé /décentralisé, il me parait un peu coincé. Il faut de tout. D’abord, parce que c’est le plus simple et le plus accessible , de l’eau chaude sanitaire electrique (en complément eventuel de l’eau chaude solaire). Ce n’est pas du stockage d’electricité, mais du stockage d’énergie quand même. Ensuite, le véhicule electrique hybride ou pas. Enfin, des systèmes centralisés, mais sauf situation très particulière, je pense que leur développement sera limité sur le grands réseaux. Mais n’oublions pas que la forme la plus concentrée de stockage d’energie, ce sont les hydrocarbures …
Je me suis mal exprimé dans mon post précédent. Quand je disais “on ne stocke pas”, je voulais dire “on ne construit pas de nouveaux moyens de stockage”. Bien entendu, les STEP existantes et donc payées sont utilisées au mieux.
Il y a déjà près de 200 installations de stockage au Japon utilisant des batteries NaS (Sodium Soufre) pour une puissance installée de plus de 300 MW. Ce projet est simplement un démonstrateur industriel plus important. Le coût du stockage reste néanmoins élevé et n’est pour l’instant prévu que pour du lissage de production sur quelques heures avec des sources intermittentes comme l’éolien ou le photovoltaique. EDF travaille aussi à un projet de stockage à base de batteries NaS de NGK d’une puissance de 1 MW à la Réunion.