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Technologies de stockage existantes
Actuellement, le stockage de l’électricité peut prendre différentes formes. Sa forme la plus répandue est la batterie, mais celle-ci n’est pas adaptée au stockage d’énergie en quantités importantes étant donné que le coût de production par unité de stockage est trop important.
Plusieurs comparaisons ont été faites entre les différentes technologies de stockage (EPRI and U.S. Department of Energy, 2003 ; Kondoh, 2000 [2]; Ibrahim, 2008 [3]) avec comme critères : la puissance, le temps de réponse et le coût. Ces comparaisons ont montré que les meilleurs technologies sont les Stations de Transfert d’Energie par Pompage (STEP) et les systèmes fonctionnant par stockage d’air comprimé (CAES : Compressed Air Energy Storage).
Station de Transfert d’Energie par Pompage (STEP)
L’utilisation de l’énergie potentielle pour stocker l’électricité est la plus ancienne technologie de stockage à grande échelle. La première centrale hydroélectrique a été construite en 1892 à Zurich en Suisse (Roberts, 2009 [4]). De nos jours, ces technologies produisent plus de 100 GW, ce qui constitue 3 % de la production de l’électricité mondiale (Roberts, 2009 [4]; Electricity Storage Association, 2010). Le système sert à transférer l’eau entre deux bassins situés à des altitudes différentes. Lors de périodes de surproduction d’électricité, l’eau du bassin inférieur est pompée dans le bassin supérieur . Lorsque le marché connaît un déficit de production électrique, la circulation de l’eau s’inverse. La pompe se transforme en turbine et restitue l’énergie potentielle de l’eau sous forme électrique . Le rendement des STEP est relativement élevé, entre 70 et 85 % (American Society of Civil Engineers, 1993 [5]). Le développement de cette technologie mature est difficile non seulement parce que les sites présentant des topographies appropriées pour ces installations sont de plus en plus rares (Pickard, 2009 [6]; Succar, 2008 [7]; Giramonti, 1978 [8]), mais aussi en raison de l’impact fort d’une telle installation sur les écosystèmes. Ceci limite fortement leur potentiel de développement, surtout en Europe de l’Ouest.
Quarante STEP sont ainsi exploitées dans le monde. Pour une puissance additionnelle de 20 GW, d’autres STEP sont en construction. En France, une dizaine de ces stations, dont certaines couplées au parc électronucléaire, sont en service depuis près de trente ans. Elles cumulent une puissance installée de l’ordre de 4 GW électriques.
Compressed Air Energy Storage (CAES)
Le système consiste à utiliser le surplus d’électricité produit pendant les creux de consommation pour comprimer l’air qui sera stocké dans des cavités souterraines. Pendant la phase de compression, l’air est refroidi par des échangeurs mis entre les différents étages du compresseur, ce qui augmente l’efficacité de ce dernier, réduit le volume de l’air et diminue les contraintes thermiques sur les parois de la cavité. L’air est ensuite détendu dans une turbine afin de produire de l’électricité lors des pics de consommation.
CAES de première génération
Les CAES de première génération dits ‘diabatiques’ ne récupèrent pas la chaleur issue de la compression de l’air, ce qui rend leur rendement électrique faible (entre 30 et 42 %) (Ter-Gazarian, 1994 [9]; Cavallo, 2007 [10]) et sont, en plus, émetteurs de CO2 puisqu’ils ont besoin de préchauffer l’air à l’aspiration des turbines de détente en utilisant un combustible fossile.
Deux CAES commerciaux de première génération sont actuellement exploités dans le monde. Le premier est celui de Huntorf , en Allemagne, et garantit, depuis 1978, le démarrage «black start» d’une centrale nucléaire (Succar, 2008 [7]). Ce CAES comprend 2 cavités salines ayant un volume total de 310000 m3 . Il fonctionne avec des pressions entre 4,8 et 6,6 MPa (Crotogino, 2001 [11]) et délivre une puissance de 290 MW. Le deuxième est celui de McIntosh. Il a été construit en 1991 en Alabama, aux Etats-Unis . Il comprend une cavité saline de 560000 m3 qui opère à des pressions entre 4,5 et 7,4 MPa, et délivre une puissance de 110 MW (Succar, 2008 [7]).
CAES de seconde génération
Une deuxième génération de CAES, dite CAES-GT (Gas Turbine), a été développée pour améliorer le rendement de ces installations. Il s’agit d’un CAES couplé à une centrale à cycle combiné. Les fumées rejetées par la turbine à gaz sont utilisées pour préchauffer le gaz à l’entrée de la turbine de décompression . Le rendement d’un tel système peut atteindre 55%. Les CAES-GT les plus performants ne permettent toutefois pas de descendre en dessous de 270 kg de CO2 par MW électrique produit. Ils ne satisfont pas les exigences européennes en matière de performances énergétiques, économiques et environnementales. De plus, le faible rendement de ces installations rend leur faisabilité économique plus incertaine.
Advanced Adiabatic Compressed Air Energy Storage (AA-CAES)
Une des solutions pour améliorer le rendement d’un CAES et limiter son impact environnemental consiste à développer des CAES de troisième génération, baptisés AA-CAES pour « Advanced Adiabatic Compressed Air Energy Storage ». L’avantage principal d’un tel système est qu’il récupère la chaleur de compression dans un «régénérateur de chaleur » ou TES (Thermal Energy Storage) puis la réutilise pour chauffer l’air avant sa détente dans la turbine. Théoriquement, cette récupération permet à la fois de porter les rendements électriques à plus de 70% et d’éviter le recours à une énergie fossile pour préchauffer l’air, ce qui réduit les émissions de CO2. Le stockage pneumatique dans un tel système se fait essentiellement dans des cavités salines ou minées. En revanche, les régénérateurs de chaleur peuvent être aériens (enceinte en béton armé pour supporter la pression) ou en souterrain dans des cavités minées creusées en roches compétentes (cristallines par exemple).
Ce mode de stockage présente plusieurs avantages :
– l’implantation des AA-CAES est beaucoup plus facile que celle des STEP : ils peuvent être installés dans toute région disposant de massifs composés de roches homogènes et compactes (granite, basalte, calcaire,…) ;
– une très haute vitesse de démarrage (quelques minutes) ;
– les installations AA-CAES offrent des gammes de puissances allant de quelques MW électriques à plusieurs centaines, et ce pendant plusieurs heures. Ceci leur permet de couvrir des besoins de production d’électricité de semi-base et de pointe ;
– les investissements nécessaires à la réalisation d’un AA-CAES devraient être inférieurs à ceux requis pour les STEP : de 500 à 1200 $/kW contre 800 à 2000 $/kW (Electricity Storage Association) ;
– l’AA-CAES devrait être bien accepté par le public : il ne soulève aucun problème spécifique en matière de sécurité (pas de combustible gazeux), stocke des énergies banales sous forme d’air comprimé et de chaleur, et n’émet pas de polluants.
Le stockage d’air comprimé dans des cavités souterraines ressemble au stockage de gaz naturel ; la principale différence réside dans la loi de comportement des fluides et de leurs états thermodynamiques (pression, température). Dans la suite, nous expliquons le principe de stockage de gaz et d’air comprimé dans des cavités minées revêtues et nous passons en revue les différentes expériences réalisées .
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Table des matières
Introduction
1 Etat de l’art
1.1 Enjeux du stockage d’électricité
1.2 Technologies de stockage existantes
1.2.1 Station de Transfert d’Energie par Pompage (STEP)
1.2.2 Compressed Air Energy Storage (CAES)
1.2.3 Advanced Adiabatic Compressed Air Energy Storage (AA-CAES)
1.3 Stockage de gaz naturel et d’air comprimé dans des cavités minées revêtues
1.3.1 Stockage de gaz naturel
1.3.2 Stockage d’air comprimé
1.4 Le projet SEARCH
1.4.1 Objectifs du projet
1.4.2 Aspects techniques du projet
1.4.3 Position de la thèse dans le projet SEARCH
2 Etude du comportement des matériaux
2.1 Caractérisation des géomatériaux classiques
2.1.1 Comportement du granite
2.1.2 Comportement du béton classique
2.1.3 Synthèse
2.2 Etude expérimentale des matériaux de revêtement
2.2.1 Les matériaux choisis
2.2.2 Programme expérimental
2.2.3 Préparation des échantillons
2.2.4 Analyse des résultats
2.2.5 Synthèse de l’étude expérimentale
2.3 Loi d’état de l’air humide
2.3.1 Synthèse bibliographique des lois d’état de l’air humide
2.3.2 Modèle proposé du système « Air sec-Eau »
2.3.3 Modèle simplifié
2.3.4 Synthèse
2.4 Conclusion
3 Modélisation thermo-hydro-mécanique
3.1 Synthèse bibliographique
3.2 Modèle mathématique
3.2.1 Système d’équations
3.2.2 Intégration du modèle mathématique dans COMSOL-MULTIphysics
3.3 Chargement des structures
3.3.1 Problèmes thermodynamiques liés au stockage de l’air dans la cavité
3.3.2 Chargement dans les régénérateurs
3.3.3 Optimisation des régénérateurs
3.4 Schémas de revêtements des régénérateurs
3.4.1 Principe général du choix du revêtement
3.4.2 Expériences de revêtements lors du stockage de la chaleur
3.5 Dimensionnement du revêtement
3.5.1 Simulations 1D
3.5.2 Calcul découplé
3.5.3 Calcul couplé
3.6 Conclusion
4 Prototype d’un régénérateur
4.1 Description du prototype d’essais
4.1.1 Construction du prototype et préparation de l’expérimentation
4.1.2 Instrumentation mise en œuvre
4.2 Paramètres de l’expérimentation
4.2.1 Définition des sollicitations thermiques
4.2.2 Dimensionnement des briques isolantes
4.2.3 Prise en compte des joints entre les briques
4.3 Essais sur le prototype
4.3.1 Présentations des essais réalisés
4.3.2 Analyse des mesures de température
4.3.3 Analyse des phénomènes observés
4.4 Modélisation numérique
4.4.1 Modélisation avec l’approche du milieu continu
4.4.2 Modélisation avec l’approche du milieu discontinu
4.4.3 Influence de la perméabilité, du gradient de pression et de la viscosité
4.4.4 Validation de la modélisation numérique par l’approche continue
4.5 Conclusion
Conclusion générale
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