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Production de l’électricité d’origine renouvelable
La production d’électricité renouvelable (incluant la production des centrales de pompage-turbinage) a atteint 4699,2 TWh dans le monde en 2012, dépassant les 20 % de la production d’électricité totale (20,8 %). Les combustibles fossiles restent le socle de la production de l’électricité mondiale (68,1 % en 2012). Pour la même année la production d’origine nucléaire représente 10,9 % et les 0,2 % restants sont apportés par la combustion des déchets non renouvelables (Obser’ER). L’électricité renouvelable est produite par six sources. L’hydroélectricité est la principale source avec un apport de 78 %. L’énergie éolienne est devenue depuis 2009 la deuxième source d’énergie renouvelable avec une contribution de 11,4 % du total renouvelable. La biomasse, le biogaz et les déchets ménagers renouvelables représentent 6,9 %. Ensuite vient le solaire (les centrales photovoltaïques et les centrales solaires thermiques) avec 2,2 %, la géothermie (1,5 %) et les énergies marines (0,01 %) (Obser’ER). (Voir Figure 1). La production brute d’électricité renouvelable a augmenté de 1739 TWh entre 2002 et 2012, passant de 2960,1 TWh à 4699,1 TWh, ce qui représente une croissance annuelle moyenne de 4,5%. Ce déploiement remarquable des énergies renouvelables est justifié par la forte augmentation de la production hydroélectrique en Chine, et la confirmation de la mondialisation des autres filières renouvelables, en particulier l’éolien, le solaire et la biomasse. La contribution des nouvelles technologies de production de l’électricité a permis l’augmentation de sa part par rapport à l’électricité conventionnelle dans le total mondial. Sur la période 2002-2012, la croissance de la production des filières renouvelables hors hydraulique est 5 fois plus rapide que celle de l’hydraulique, soit une moyenne de croissance de 14,4 % contre 3,1 % pour l’hydraulique (Obser’ER). L’évolution de l’électricité est caractérisée par une croissance dynamique du marché des énergies renouvelables. EREC (European Renewable energy Council) prévoit dans son scénario de 2050 de produire 70 % de l’électricité à partir des énergies renouvelables. Les nouvelles technologies renouvelables (principalement l’éolien, le solaire thermique et photovoltaïque) représenteront 42 % de la production électrique. Pour parvenir à une croissance économiquement attractive des sources d’énergies renouvelables, une mobilisation réfléchie et coordonnée de toutes les technologies est très importante. Cette mobilisation dépend des possibilités techniques, du potentiel de réduction des coûts et de la maturité des technologies (EREC). La Figure 2 compare l’évolution des différentes technologies renouvelables au fils du temps.
Le besoin de stockage
Une étude sur le marché potentiel de stockage des énergies renouvelables a été réalisée par l’Agence internationale de l’énergie « l’AIE ». Dans cette étude, la capacité de stockage nécessaire est calculée en fonction du taux de variation de la production de l’électricité à partir des énergies renouvelables. Par exemple, si la variation nette de la puissance éolienne installée est supposée être de 30 % de sa valeur nominale, la capacité de stockage nécessaire (c’est-à-dire la puissance installée) en Europe occidentale passera de 3 GW en 2010 à 90 GW en 2050 (IEC). Le besoin en stockage par région est estimé en se basant sur l’évolution de la production de l’électricité à partir des énergies renouvelables. Une forte pénétration des énergies renouvelables est prévue dans l’Union Européenne et en Chine (EREC). En l’occurrence, le potentiel du marché de stockage des énergies renouvelables dans ces pays sera relativement important. La Figure 3 visualise les prévisions réparties dans le monde. La capacité de stockage nécessaire dans le monde en 2050 est estimée entre 189 GW et 305 GW, correspondant à un taux de variation de la production des énergies renouvelables de 15 % à 30 % respectivement (IEC). La capacité totale de stockage actuelle (principalement l’hydraulique) étant de 100 GW, un doublement ou un triplement de moyen de stockage sera nécessaire.
Le coût des énergies renouvelables
Alors que le coût de production d’un cycle combiné au gaz naturel en 2011 était inférieur à 9 €/MWh, il est actuellement compris entre 70 et 80 €/MWh pour l’éolien et 121 €/MWh pour le photovoltaïque (Energies). La technologie éolienne est proche de la maturité et largement diffusée dans le monde avec 200 GW de capacités installés en 2011 dont plus de 6,6 GW en France. Le coût de production de cette technologie dépend principalement de l’emplacement géographique. Par exemple, aux États-Unis, l’électricité d’origine éolienne coûte 50 €/MWh grâce aux zones qui assurent l’équivalent de 3 000 h de vent pleine puissance. Alors qu’en France, avec en moyenne l’équivalent de 2100 h, le tarif d’achat pour l’éolien terrestre est fixé à 82 €/MWh hors surcoût lié à l’intermittence et au renforcement du réseau (Energies). En un peu plus de 20 ans, le coût du MWh éolien a diminué de près de 90 % (380 € en 1980) (Lopez, 2010). En outre, l’éolien progresse rapidement et son coût se rapproche de celui des énergies conventionnelles. Pour le photovoltaïque, en France, les tarifs d’achat se situent aujourd’hui entre 220 et 380 €/MWh pour l’intégration au bâtiment (selon la taille et le type d’intégration ou du bâtiment d’implantation). Pour les centrales au sol, il existe un tarif à 110 €/MWh, complété par un dispositif d’appel d’offre qui pourrait voir émerger des tarifs plus élevés (Energies). Les prix des panneaux photovoltaïques baissent d’environ 4 % par an depuis 15 ans grâce aux effets de série (Lopez, 2010). Le coût est lié aux quantités de matériaux utilisés et leur prix ainsi que le rendement des procédés de production dont l’amélioration est primordiale. Les coûts futurs de la production électrique à partir des énergies renouvelables dépendent des scénarios proposés et des hypothèses imposées, bien qu’ils s’appuient tous sur les mêmes prévisions d’évolution démographique et économique. Dans le scénario AIE, par exemple, où on considère une croissance débridée de la demande, l’augmentation du prix des combustibles fossiles et le coût des émissions de CO2, le coût total de la production électrique passera de 859,3 milliards d’euros (1 130 milliards de dollars US) par an en 2003 à plus de 3 270,4 milliards d’euros (4 300 milliards de dollars US) par an en 2050 (EREC). En revanche dans le scénario « révolution énergétique », on a supposé une stabilisation du coût de l’énergie et une amélioration de l’efficacité énergétique. Le coût des énergies renouvelables a donc augmenté de 859,3 milliards d’euros (1 130 milliards de dollars US) par an en 2003 à 1 901,4 milliards d’euros (2 500 milliards de dollars US) par an en 2050 (EREC).
Système de stockage de l’énergie électrique
Classification des technologies de stockage de l’énergie électrique
Le stockage de l’énergie électrique consiste à convertir l’énergie électrique à partir d’un réseau d’alimentation en une autre forme d’énergie plus facilement stockable et transportable. Le processus inverse (le déstockage), permet de transformer l’énergie stockée en électricité. L’opération stockage/déstockage forme « un cycle ». Les systèmes de stockage de l’électricité peuvent être classés en trois catégories : mécanique, électrochimique et électrique (Figure 4). Le stockage mécanique regroupe les moyens de stockage à grande échelle : le transfert d’énergie par pompage d’eau (HPS : Hydro Pump Storage) et la compression de l’air (CAES: Compressed air energy storage) ainsi que les volants d’inertie. Il inclut donc tout type de stockage d’énergie potentielle ou cinétique. La voie électrochimique est représentée par les batteries ayant de nombreuses applications quotidiennes qui concernent : véhicules, téléphones portables… Cette voie inclut aussi les batteries à circulation qui reposent sur le même principe que les batteries classiques mais dont les solutions actives sont stockées dans des réservoirs séparés. Ce type de batterie permet de gérer la capacité énergétique indépendamment de la puissance. Le stockage chimique consiste en l’utilisation de l’électricité pour la formation d’une molécule qui a ensuite la capacité de restituer de l’énergie, c’est le cas de l’hydrogène, du méthane et du méthanol. Certains systèmes permettent de stocker l’énergie directement sous forme électrique. Il s’agit du stockage électrostatique et magnétique, les condensateurs, qui permettent d’accumuler les électrons et les SMES (superconduction magnetic energy storage) qui convertissent l’énergie électrique en énergie magnétique en sont des exemples. Il existe, également, le stockage thermique qui permet de stocker l’énergie sous forme de chaleur latente ou de chaleur sensible. Il s’agit du stockage de froid (liquides cryogéniques, glace) et du chaud (accumulateur de vapeur, sels fondus…). La description des différentes technologies de stockage est présentée ci-après.
Description des technologies de stockage de l’énergie électrique
Systèmes de stockage mécaniques
Système de stockage par hydro-pompage (HPS : Hydro Pump Storage) appelé aussi STEP (Stations de transfert d’énergie par pompage): ce système utilise deux réservoirs d’eau à des hauteurs différentes. L’eau est pompée dans les périodes creuses du bas en haut (chargement). En cas de besoin d’électricité, l’eau passe du haut au bas et fait actionner une turbine liée à un générateur (déchargement) (voir Figure 5). Pour le réservoir supérieur, des barrages peuvent être utilisés et pour le bas, des puits des mines ou des lacs-réservoirs peuvent être utilisés. Cette technologie existe depuis longtemps, les premières applications en Italie et en Suisse remontent à 1890. À partir de 1933, les turbines/pompes réversibles étaient disponibles. La décharge dure de quelques heures à quelques jours (IEC). L’efficacité de cette technologie est de 70%à85%. Cette technologie est la plus connue en stockage à grande échelle avec 90 GW comme puissance installée dans le monde annuellement (Camara, 2011). L’avantage de cette technologie est sa grande durée de vie et la stabilité de son cycle. L’inconvénient est sa limitation géographique. En effet, il est indispensable de trouver un site géographique adapté permettant l’installation de deux bassins superposés, ce qui rend la construction de nouvelles HPS difficile et coûteuse (ENEA). L’air comprimé (CAES:Compressed air energy storage) : l’électricité est utilisée pour comprimer l’air et le stocker dans des cavités naturelles, des mines abandonnées ou des réservoirs (comme ceux de propane) (chargement). En cas de besoin de l’électricité, cet air est mélangé avec le gaz naturel pour faire actionner une turbine à gaz. La première unité commerciale avec une capacité de 290 MW a été opérationnelle en 1978 en Allemagne (IEC). Cette technologie a une efficacité de 45 % (Camara, 2011). L’avantage de cette technologie est sa grande capacité. Son inconvénient est l’instabilité du cycle, ainsi que la limitation géographique des lieux. Un CAES adiabatique est en cours de développement. Il consiste à récupérer la chaleur dégagée pendant la compression de l’air et à la réutiliser pour son expansion. Ainsi, l’efficacité énergétique est améliorée et peut atteindre 70 %.
Système de stockage de l’énergie électrique
Volant d’inertie (FES : Flywheel Energy Storage) : il fait appel à l’énergie cinétique (rotation du rotor). L’électricité est utilisée pour faire tourner le volant. Le chargement augmente quand la vitesse du volant est grande. Ce volant est lié à un appareil de transmission (moteur/générateur) qui assure la conversion entre l’énergie électrique et celle mécanique. Pour le déchargement, l’opération est inversée, la vitesse est réduite en produisant l’électricité par le biais du même appareil de transmission. Cette technologie existe depuis 1970. Les volants d’inertie les plus développés ont des rotors fabriqués avec des filaments de carbone à haute résistance, suspendus sur des paliers magnétiques, et tournant à une vitesse de 20 000 à 50 000 tours par minute dans une enceinte sous vide (IEC) (voir Figure 7).
Table des matières
Introduction Générale
Partie I. Etat de l’art : Énergies renouvelables et technologies de stockage
1. Introduction
1.1. Production de l’électricité d’origine renouvelable
1.2. Le besoin de stockage
1.3. Le coût des énergies renouvelables
2. Système de stockage de l’énergie électrique
2.1. Classification des technologies de stockage de l’énergie électrique
2.2. Description des technologies de stockage de l’énergie électrique
2.2.1. Systèmes de stockage mécaniques
2.2.2. Systèmes de stockage électrochimiques
2.2.3. Systèmes de stockage chimiques
2.2.4. Systèmes de stockage électrique
2.2.5. Systèmes de stockage thermique
2.3. Niveau de maturité des systèmes de stockage de l’électricité
2.4. Comparaison des différentes technologies de stockage de l’électricité
2.5. Conclusion
3. Procédés de stockage de l’électricité renouvelable sur méthane de synthèse
3.1. Intérêt du stockage de l’énergie électrique sur méthane de synthèse
3.2. Description des scénariosSterner pour le stockage de l’électricité sur méthane de synthèse
3.2.1. L’électrolyse pour la production de l’hydrogène
3.2.2. Méthanation
3.2.3. Sources de CO2 proposées
3.3. Le procédé Etogas
3.4. Le procédé DVGW
3.5. Le procédé Sunfire
3.6. Le procédé Bierschenk
3.6.1. Description du mode de stockage
3.6.2. Description du mode de déstockage
3.7. Coût de production du Substitut de Gaz Naturel (SNG) par une installation Power Gas
4. Conclusion
Partie II. Conception et simulation en régime stationnaire du fonctionnement d’une unité réversible Power To Gas /Gas To Power Modélisation des principaux composants du procédé réversible Power To Gas/Gas Power
1. Introduction
2. Unité de coélectrolyse à haute température réversible
2.1. Principe de fonctionnement
2.2. Considérations thermodynamiques
2.3. Modélisation et validation du coélectrolyseur à haute température
2.3.1. Objectif et domaine d’utilisation du modèle
2.3.2. Description du modèle
2.3.3. Implémentation du modèle du coélectrolyseur sous Aspen plus
2.3.4. Validation du modèle du coélectrolyseur
3. Unité de méthanation
3.1. Aperçu des procédés existants de méthanation
3.2. Modélisation et validation du réacteur de méthanation
4. Unité de TriReformage
4.1. Aperçu des procédés existants de trireformage
4.2. Modélisation et validation du réacteur de trireformage
5. Unité de captage de CO2
5.1. Principales technologies de captage de CO2
5.1.1. Absorption
5.1.2. Adsorption
5.1.3. Membranes
5.1.4. Séparation cryogénique
5.2. Modélisation et validation de l’unité de captage de CO2 par absorption chimique
6. Unité de séchage du gaz avec le TEG
6.1. Description du procédé de séchage du gaz naturel avec les glycols
6.2. Modélisation et validation de l’unité de séchage du gaz avec le TEG
7. Conclusion Procédé de stockage de l’électricité Power To Gas
1. Introduction
2. Périmètre de l’étude du procédé de stockage
3. Description des unités du procédé de stockage
3.1. Unité de coélectrolyse
3.2. Unité de méthanation
3.2.1. Conception d’une cascade de réacteurs adiabatiques
3.2.2. Introduction du Recyclage
3.2.3. Résultats
3.3. Unité de captage de CO2
3.4. Unité de séchage du gaz produit avec Triéthylène glycol (TEG)
4. Intégration thermique du procédé de stockage
5. Efficacité et consommation énergétique du procédé de stockage Procédé de déstockage de l’électricité Gas To Power
1. Périmètre de l’étude du procédé de déstockage
2. Description des unités du procédé de déstockage
2.1. Unité de reformage
2.2. Unité de la pile à combustible
2.3. Unité de la chambre à combustion et déshydratation de CO2
3. Intégration thermique du procédé de déstockage
4. Efficacité et consommation énergétique du procédé de déstockage
5. Conclusion
Partie III. Simulation dynamique du procédé Power To Gas
1. Introduction
2. Modélisation dynamique du RSOC (Reversibe Solid Oxide Cell)
2.1. Revue bibliographique des modèles du RSOC
2.2. Description du modèle dynamique RSOC
2.2.1. Modèle cinétique
2.2.2. Modèle thermique
2.2.3. Modèle électrochimique
2.3. Organigramme du modèle dynamique du RSOC
2.4. Validation du modèle dynamique du RSOC
3. Modélisation dynamique de l’unité de méthanation
3.1. Description du modèle dynamique de méthaneur
3.2. Validation du modèle du réacteur de méthanation
4. Chauffage de l’unité de coélectrolyse
4.1. Chauffage avec l’azote
4.1.1. Influence de la différence de température entre le gaz chauffant et la cellule
4.1.2. Influence de la vitesse du gaz chauffant N2
4.1.3. Consommation énergétique et temps de chauffage
4.2. Chauffage avec la SOFC
4.3. Chauffage avec un fonctionnement exotherme de la SOEC
4.4. Conclusion
5. Chauffage de l’unité de méthanation
5.1. Description de la stratégie de chauffage
5.2. Calcul de la consommation énergétique et du temps de chauffage des réacteurs de méthanation
5.3. Conclusion
6. Démarrage des unités de coélectrolyse et de méthanation
6.1. Description de la procédure de démarrage
6.2. Démarrage de l’unité de coélectrolyse
6.3. Démarrage de l’unité de méthanation
6.4. Démarrage du réseau de vapeur
6.5. Consommation énergétique et temps de démarrage
7. Conclusion
Conclusion Générale et perspectives
Références bibliographiques
Annexes
A. Conditions opératoires pour la validation des modèles
B. Modèles themodynamiques
C. La méthode de minimisation de Gibbs
D. Chaleurs spécifiques et courbe psychométrique de CO2 humide
E. Paramètres utilisés dans les modèles dynamiques
F. Paramètres géométriques des échangeurs de chaleur du réseau de vapeur
G. Corrélations pour le calcul du nombre adimensionnel Nusselt
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