Un projet de système de stockage d’énergie (SSE) de grande capacité doit être mis en oeuvre par Saft et par ENERCON, spécialiste des éoliennes et des convertisseurs d’énergie, pour le compte de SEV, un producteur et distributeur d’électricité sur les îles Féroé.
Ce SSE de 2,3 mégawatts (MW) sera le premier déploiement commercial en Europe d’un système de batteries lithium-ion (Li-ion) associé à un parc éolien.
Le SSE lissera les taux de fluctuation et assurera des services auxiliaires comme le contrôle de fréquences, ce qui améliorera la stabilité du réseau et permettra à SEV d’exploiter pleinement le potentiel du nouveau parc éolien de 12 MW de Húsahagi.
L’archipel des îles Féroé est une province autonome du Royaume du Danemark située dans la mer de Norvège et l’Atlantique Nord, à mi-distance entre la Norvège et l’Islande. Le gouvernement tient à réduire sa dépendance pétrolière en exploitant les abondantes ressources d’énergie éolienne et hydraulique. L’objectif est de porter la part de la production d’électricité renouvelable à 75 % en 2020 contre 38 % en 2011, alors même que la consommation énergétique globale du pays continue d’augmenter.
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Prochaine étape de ce programme d’énergie renouvelable, le nouveau parc éolien de 12 MW constitué de 13 turbines éoliennes ENERCON, sera situé à Húsahagi, au nord de la capitale Tórshavn sur l’île de Streymoy. Grâce à ce parc éolien inauguré en 2014, la part de l’énergie éolienne représente désormais 26 % de la production totale d’électricité de l’archipel.
“L’avenir environnemental et économique des îles Féroé exige que nous maximisions l’utilisation de toutes les sources d’énergie renouvelable dont nous disposons. Mais il est également vital que le développement de la production d’énergie intermittente ne nuise ni à la stabilité ni à la fiabilité du réseau” a déclaré Terji Nielsen, Chef du projet chez SEV. “C’est pourquoi nous avons confié ce projet crucial de stockage d’énergie Li-ion à Saft et ENERCON, deux partenaires qui associent une technologie ayant déjà fait ses preuves à un accompagnement de tous les instants, des phases initiales de conception et modélisation d’une solution jusqu’à la livraison du projet final.”
Le SSE au Li-ion associé au nouveau parc éolien aidera SEV à gérer les problèmes de stabilité du réseau qui résultent de l’incorporation croissante de sources d’énergie renouvelable intermittente. Il assurera en particulier le contrôle des fluctuations afin de lisser les variations soudaines de puissance, ainsi que la réponse en fréquence et le contrôle de la tension. Cette solution permettra de minimiser les délestages (lorsque l’énergie éolienne est disponible mais non injectée dans le réseau) qui peuvent survenir en période de vent fort et de faible consommation en raison de l’effet déstabilisant de la variation de production d’énergie éolienne.
Le SSE intègrera deux systèmes batteries conteneurisés Intensium® Max High Power de Saft, qui ont déjà amplement fait leurs preuves. Cette unité de stockage de 700 kWh et de 2,3 MW sera couplée au système de conversion de l’énergie conteneurisé de 2,3 MVA et au système de contrôle de l’alimentation d’ENERCON. L’entrée en service est prévue en décembre 2015.
[ Communiqué ]
Ce serait étonnant que l’on trouve une ligne électrique de 200 000 ou 400 000 volts sur une île de 50 000 habitatnts. Les illustrations sont souvent n’importe quoi. Pour le texte, sans doute un communiqué de presse comme on en voit de plus en plus sur ce site, identique mot à mot avec ceux que l’on trouve ailleurs. La qualité se perd.
A environ 30% de pénétration, la production éolienne atteint une limite à cause des périodes où elles représente 100% de l’usage, et donc affecte la stabilité. C’est toujours le même ordre de grandeur que pour la production éolienne sur les Malouines (Falkland) et avec la même difficulté, pour aller plus loin il faut des batteries dont le coût est prohibitif. Les Malouines avait renoncé, car leur objectif était de produire du courant moins cher que le fioul (dont le prix est encore augmenté par les coûts de transport sur une ile), et ce n’est plus le cas une fois qu’on doit utiliser des batteries. En fait, dans les Malouines, c’est un stockage par roues d’inertie qui permet de dépasser un quelque peu 30 (jusque 38%). Et ici vu que la batterie ne tient que 18 mn à la capacité maximale de 2,3 MW, il ne s’agit pas de stockage durable des excédents, mais donc juste d’assurer la même régulation que celle qui est assurée par les roues d’inertie pour les Malouines. Comme c’est Enercon qui est impliqué dans les deux cas, une petite batterie de ce type a probablement aujourd’hui un meilleur rendement que les roues d’inertie.
Il ne faut pas confondre “stockage” au sens habituellement compris (je stocke quand il y a des “surplus”et je déstocke plus tard) avec des outils de gestion de la sécurité et de la qualité de la fourniture d’électricité , la qualité dans les petits systèmes insulaires s’appréciant essentiellement par la fréquence des black-out, on est encore loin des critères d’un système type européen. Quand on parle de moins d’1/2h possible à la puissance nominale de décharge, on est bien entendu dans le deuxième cas . Je ne sais pas si “Energiestro” verra ce fil, mais c’est vrai que pour ce type d’application, le volant d’inertie me parait plutôt séduisant.
que ce soit pour la régulation ou le stockage, ces applications progressent, leur prix diminuera et la durée de stockage augmentera. avec en plus une qualité de stabilité supérieure. l’ideal serait l’installation concomittante des batteries ou autres stockages et des ENR. cela viendra!
Il y a généralement peu de technologies qui régressent, où alors c’est qu’elles sont supplantées par une autre! Simplement je me permettaie d’insister sur le post de Jmdesp: comprenez bien que ce sont deux finalités complètement différentes. La première ( la régulation de la qualité de l’électricité) est incontournable, donc si il faut faire ce sera fait, mais les volumes à instaljer ( de batteries dans le cas évoqué) restent limités car la durée d’appel en décharge maximale est faible ( de l’ordre d’une demi-heure comme pour de la réserve “classique”) Si vous parlez de “stockage”, là les volumes ne sont plus du tout négligeables et on rentre dans un schéma de compétitivité économique avec des énergies “classiques”.
En France aujourd’hui le besoin de réserve primaire+secondaire ( donc court terme, activable en quelques secondes ou quelques minutes) c’est environ 1500MW. Si vous voulez faire ça avec des batteries, c’est techniquement possible. Mais ça ne représenterait “rien” en termes de capacité de stockage (un à deux GWh).
je suis d’accord avec vous avec les technologies actuelles de batterie, mais la demande augmentant les densités et cyclages vont s’améliorer. et le stockage véhicule sera pris en compte. pour en arriver aussi au stocakge individuel ( ce n’est pas encore un standard, mais les onduleurs, qui permettent de ne pas perdre une session sur un PC existent, il suffirait de leur ajouter une fonction pare-feu (hardware” de sécurité et une nouvelle clientèle s’équiperait. et encore une fois les batteries ne sont qu’un élément du puzzle, même si le rendement n’est pas optimum, de la génération d’H2 (réversible) sur une ile a beaucoup de sens comparé à l’utilisation de carburant dans les générateurs polluants et bruyants. le pompage et stockage d’eau froide pour la clim, permettrait aussi de réduire les besoins continus en électricité pour conclure, le stockage est multiple et il ne faut pas l’isoler dans un raisonnement. il faut en parralèle “apprendre” a utiliser l’énergie, il faut aussi l’adapter aux besoins locaux, et s’efforcer de ne plus penser au niveau “national”. Au niveau national ou international il faut par contre garantir la fourniture lors de conditions climatiques extèmes par un réseau approprié. je viens de voir un article sur des bus électriques rechargeables en station. (le bus monte son pantographe uniquement en station) pas besoin d’installer toute la ligne, pas besoin d’installer de rails, ces économies pourraient permettre un stockage en station des ENR
Bonjour à Tou(te)s Ci dessous, 2 liens qui ne concernent pas directement cet article sur la stabilité du réseau aux iles Feroe, (un peu quand même…), que je livre à la sagacité des lecteurs d’Enerzine:
Oui, nous suivons tous ces développements de près. Nous venons de présenter, dans le cadre du concours EDF PULSE, notre nouveau volant en béton. Ce matériau est très difficile à utiliser dans un volant, car il ne supporte pas la traction alors qu’un volant ne travaille qu’en traction. En revanche, il permet de diviser par 10 le coût du stockage par rapport aux volants actuels en acier ou en carbone. Nous démarrons avec un produit stockant pendant quelques heures destiné au lissage (solaire, hydrolien et éolien), et nous visons 24 heures de stockage pour permettre d’utiliser les grandes centrales solaires en base à coût réduit. Nous visons moins de 0,02 € pour stocker un kilowattheure, alors que les batteries sont au dessus de 0,10 €. Vous pouvez voter pour nous sur :
Très curieux de voir à quoi ça peut ressembler, un volant d’inetrie “béton” avec 24h d’autonomie. En attendant, l’objectif de coût ( 0,02€/kWh) est très ambitieux, mais c’est bien la cible à viser. Bonne chance.