Stocker l’électricité en pompant des gaz

Une introduction aux procédés thermodynamiques de stockage 26/08/2017
Auteurs : Jacques Ruer
OAI : oai:www.see.asso.fr:1301:2013-3:19552
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Stocker l’électricité en pompant des gaz

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56 REE N°3/2013 LE STOCKAGE DE L'ÉLECTRICITÉ Jacques Ruer Directeur adjoint Développement des technologies - Saipem-SA Introduction Ainsi qu’on peut le lire ailleurs dans cette revue, la technique la plus utilisée jusqu’à maintenant pour stocker l’électricité consiste à pomper de l’eau dans un réservoir situé en hauteur. On va voir dans ce qui suit, qu’on peut également stocker l’électricité en pompant d’autres fluides que l’eau, notamment de l’air ou d’autres gaz. Il est aisé de comprendre que la compression d’un gaz, tel que l’air, nécessite une dépense d’énergie, tandis que l’expansion de l’air comprimé permet de produire du travail mécanique. Ceci constitue la base d’une première catégorie de techniques de stockage, dénommée CAES en anglais : Compressed Air Energy Storage. Il existe plusieurs variantes dont on verra les principales. Il est plus subtil de considérer que la compression d’un gaz échauffe celui-ci, tandis qu’une détente le refroidit. Les évolutions de température en fonction de la pression sont mises à profit pour concevoir une deuxième catégorie de techniques de stockage, l’énergie étant stockée sous forme de chaleur et de froid. Quelques exemples sont décrits. Les deux catégories peuvent être rassemblées sous l’appellation de stockages thermodynamiques, la première travaillant en circuit ouvert (l’air entre et sort du système), l’autre travaillant en circuit fermé (le gaz de travail reste confiné dans l’installation). Stockage par systèmes ouverts : stockage par air comprimé Stockage « conventionnel » par air comprimé La première installation de ce type a été construite en Allemagne en 1978 à Huntorf [1, 2]. Elle était no- tamment destinée à permettre de secourir les cen- trales nucléaires avoisinantes en cas de problème sur le réseau. L’air est comprimé à une pression qui varie de 45 à 66 bars et stocké dans des cavernes Il existe une autre installation de stockage à McIntosh (USA) depuis 1991. La figure 1 schématise ce type d’installation. Pour des raisons économiques évidentes, on cherche à stocker l’air dans des cavernes situées à une profondeur suffisante pour que la pression des terrains compense la pression interne de l’air com- Stocker l’électricité en pompant des gaz Une introduction aux procédés thermodynamiques de stockage To date, Pumped Hydro Storage (PHS) is practically the only technology used to store large quantities of electricity. There are however other ways to achieve the same goal. There are not yet well known, because the interest for large scale storage is quite new. A complete family of storage technologies can be defined as “Thermodynamic Storage Systems”. Their only common factor is that a gas is pumped and expanded in the process. If the gas is air taken from the atmosphere and discharged to it, the system is said “an open system”. This is already developed in the form of Compressed Air Energy Storage (CAES). Different embodiments are possible, following the way the heat gene- rated during the compression stage is conserved. The compressed air is generally stored in underground caverns created in deep salt formations. 2 installations are presently operating and many projects are envisaged. If the gas circulates in closed loop within the plant, the system is said “a closed system”. In this case, the energy is stored as heat and/or cold at different temperature levels. A great variety of technologies can be imagined and are under development, using different gases (e.g. argon, CO2 ) and different temperature ranges. PHS and CAES require specific sites for water reservoirs or underground caverns. The closed systems can be installed basically anywhere. ABSTRACT REE N°3/2013 57 Stocker l’électricité en pompant des gaz. Une introduction aux procédés thermodynamiques de stockage primé. La réalisation d’un stockage de ce type exige donc la présence d’une couche géologique convenable dans le sous- sol. Un cas favorable correspond à la présence d’une couche de sel profond. Des cavités sont alors créées par dissolution du sel grâce à des forages adéquats. Des formations de sel convenables sont présentes, par exemple, sous les zones côtières de la mer du Nord, en Alsace, en Ardèche. Durant la phase de chargement, l’air est comprimé puis re- froidi avant d’être stocké dans des cavernes creusées dans le sel à plusieurs centaines de mètres de profondeur. Le refroidisse- ment a pour objectif de ne pas créer de contraintes mécaniques dans les parois de sel et d’éviter le fluage de ce matériau. Durant la phase de déchargement, l’air comprimé est ré- chauffé dans une chambre de combustion alimentée en gaz naturel. Cet appoint d’énergie chimique permet de restituer plus d’électricité qu’il n’en a été consommé lors du charge- ment (tableau 1). La profondeur de décharge est limitée. Si la pression maxi- male est de 100 bars, on limite par exemple les variations de pression entre 60 et 100 bars. Le retour d’expérience de ces installations déjà anciennes apporte une certaine crédibilité à ce mode de stockage, si bien que de nombreux acteurs considèrent que l’air com- primé est la seule alternative possible au pompage-turbinage hydraulique. On va voir que cela n’est pas le cas, mais résulte seulement du caractère nouveau des autres solutions. Stockage adiabatique par air comprimé La technologie CAES consomme du gaz naturel et pro- duit du CO2 . Selon une version améliorée, la chaleur géné- rée durant la compression est stockée dans un régénérateur soigneusement isolé afin de réchauffer l’air envoyé dans la turbine de détente. On parle de stockage d’air comprimé adiabatique (ACAES) (figure 2). Si la pression maximale est de 100 bars, la chaleur est stockée à plus de 600° C. Pour limiter la température maximale atteinte, on peut effectuer un léger refroidissement intermédiaire durant la compres- sion. On perd légèrement en capacité de stockage, mais on gagne en simplicité de réalisation des turbomachines haute pression. Bien entendu, l’enveloppe externe du régénérateur doit être conçue pour résister à la pression maximale. Un projet européen (ADELE) prévoit de construire une installation de démonstration de 90 MW – 360 MWh dans la région de Stassfurt. Le rendement énergétique attendu est de 70 % [3]. Stockage adiabatique étagé par air comprimé La réalisation du stockage de chaleur sous haute pression est délicate. Pour résoudre ce problème, il est possible d’ef- fectuer la compression en deux étapes [4]. L’air est refroidi en traversant des échangeurs de chaleur dans lesquels on réchauffe de l’huile. L’énergie est alors stockée sous la forme Figure 1 : Schéma d’une installation de stockage par air comprimé (CAES). Huntorf McIntosh Puissance chargement 60 MW 110 MW Puissance déchargement 320 MW 110 MW Capacité 640 MWh 2860 MWh Volume des cavernes 300 000 m3 538 000 m3 Pression maximale 70 bars 100 bars Rendement 0,83 kWh électricité +1,56 kWh gaz à 1 kWh restitué 0,69 kWh électricité +1,17 kWh gaz à 1 kWh restitué Tableau 1 : Caractéristiques des installations CAES existantes. Figure 2 : Schéma d’une installation de stockage adiabatique d'air comprimé (ACAES). 58 REE N°3/2013 LE STOCKAGE DE L'ÉLECTRICITÉ d’air comprimé et de chaleur sensible dans les réservoirs d’huile. Voir figure 3. Stockage par liquéfaction de l’air Plutôt que de pomper la chaleur vers une tempéra- ture supérieure à l’ambiante, on peut envisager de rejeter à l’ambiante de la chaleur pompée depuis un stockage froid. Ce principe est appliqué dans le procédé de stoc- kage d’énergie par air liquéfié (LAES : Liquid Air Energy Storage) [5]. L’électricité fait fonctionner une unité de liquéfaction d’air. L’énergie est récupérée en utilisant le froid dans un cycle de Brayton. Le rendement est amé- lioré en ajoutant un stockage supplémentaire de froid intermédiaire (figure 4). Le rendement global est de l’ordre de 50 %. Il peut être amélioré si une source de chaleur à une température supé- rieure à l’ambiante est disponible lors du déchargement pour réchauffer le gaz avant sa détente. Figure 3 : Stockage adiabatique étagé. Figure 4 : Principe du stockage par liquéfaction de l’air. REE N°3/2013 59 Stocker l’électricité en pompant des gaz. Une introduction aux procédés thermodynamiques de stockage Le stockage d’énergie par cycles fermés Généralités Imaginons maintenant un système dans lequel le gaz cir- cule en circuit fermé : On constate que l’énergie mécanique a été transformée en chaleur et en froid. Le cycle décrit plus haut est celui d’une pompe à chaleur. A la fin du cycle de chargement du sys- tème, la chaleur du stock froid a été transférée dans le stock chaud, à une température plus élevée. Pour le déchargement, on peut décrire le cycle inverse, qui correspond au cycle de Brayton, mis en œuvre par exemple dans les turbines à combustion. Ici, la chaleur n’est pas apportée par la combustion, mais par le soutirage de la chaleur sensible du stock chaud. Le principe de Carnot enseigne que le rendement de conversion d’un cycle de Brayton est limité par les niveaux de température maximale et minimale mis en œuvre dans ce cycle. On sait ainsi qu’une turbine à gaz possède un ren- dement assez faible, de l’ordre de 20 % à 30 % selon la température à l’entrée de la turbine. Dans le cas qui nous intéresse, ce faible rendement n’est pas un problème, car lors du chargement, la pompe à cha- leur délivre plus de chaleur qu’elle ne consomme d’énergie mécanique. On dit qu’elle possède un coefficient de perfor- mance supérieur à l’unité. La théorie montre que ce coeffi- cient de performance est exactement l’inverse du rendement de Carnot évoqué plus haut. La conséquence absolument remarquable est que, si toutes les machines de compression et de détente utilisées étaient parfaites, le rendement énergétique de l’installation de stockage serait égal à 1. Seules les imperfections de ces machines, ainsi que les différences de température lors des échanges de chaleur dans les stocks thermiques, conduisent à des pertes et un rendement global inférieur à l’unité. Conformément à ce principe général, il est possible ce concevoir de nombreux systèmes de stockage, selon les ni- veaux de température maxi et mini, le type de gaz utilisé, le technologie des stockages thermiques chaud et froid. On va en voir ci-dessous quelques exemples. Stockage d’électricité par pompage thermique (SEPT) Chauffer des corps à haute température nécessite beau- coup d’énergie, ce qui indique qu’il doit être possible de stocker de l’énergie en portant des matières solides à une température élevée. SAIPEM développe une technologie de stockage d’électricité basée sur ce principe. L’énergie est stockée sous forme de chaleur et de froid dans deux régénérateurs, réservoirs pressurisés contenant des lits de graviers. Ils sont reliés par un circuit fermé de gaz neutre (argon) [6]. Le fonctionnement durant le chargement peut être décrit comme suit (figure 5) : dans le réservoir froid sont à une température de 400° C, Figure 5 : Schéma de principe du procédé SEPT durant la phase de chargement. 60 REE N°3/2013 LE STOCKAGE DE L'ÉLECTRICITÉ tandis que ceux du réservoir chaud sont à une température est comprimé. La compression élève sa température à 800° C. le gaz chaud circule de haut en bas dans les gra- du réservoir chaud à 800° C, et ceux du réservoir froid à -70° C. On dit qu’on a pompé la chaleur d’un réservoir à l’autre, d’où le nom du procédé. Durant le déstockage, le gaz suit le parcours inverse, mais des turbomachines différentes sont utilisées (figure 6) : légèrement supérieure à l’ambiante. Le gaz est ramené à la température ambiante grâce au refroidisseur intégré dans le circuit. La théorie complète du système montre que c’est à ce niveau que sont évacuées les pertes énergétiques inévi- l’énergie mécanique entraînant l’alternateur. Il ressort de cette explication que : au lieu de 600° C environ). Le rendement du stockage dépend de la qualité des ma- chines, autrement dit de leur efficacité isentropique. Si on prend soin de dessiner ces machines avec une efficacité de 0,90, le rendement énergétique pour un cycle complet est voisin de 70 %. La capacité de stockage est de l’ordre de 50 kWh/m3 de réservoirs. Le temps caractéristique du procédé est de plusieurs heures ou dizaines d’heures. Les turbomachines sont réalisables en utilisant les alliages réfractaires qui étaient déjà employés pour les turbines à combustion construites dans les années 1960 (Inconel). Comme l’argon est un gaz relativement plus lourd que l’air, la conception des machines est simplifiée. La chaleur peut être stockée dans des céramiques indus- trielles, mais également dans des matériaux naturels capables de résister à la température souhaitée, tels que les basaltes, gabbros, hématite, magnétite. Les fuites thermiques par les parois externes, de même que la conduction interne aux lits entre les couches de gra- viers à des températures différentes provoquent une certaine autodécharge. Celle-ci interdit de mettre en œuvre ce pro- cédé pour de petites capacités. Par contre, les pertes par autodécharge sont relativement insignifiantes dans les instal- lations de grandes dimensions. Le réservoir chaud est pressurisé, alors que le réservoir froid est à une pression voisine de la pression atmosphé- rique. Pour réduire les coûts, on peut construire l’ensemble en plaçant le réservoir froid au-dessus du réservoir chaud. Ce dernier peut aussi être enterré si la géologie locale le permet. Figure 6 : Schéma de principe du procédé SEPT durant la phase de déstockage. REE N°3/2013 61 Stocker l’électricité en pompant des gaz. Une introduction aux procédés thermodynamiques de stockage Pour fixer les idées, le tableau 2 résume les caractéris- tiques potentielles d’un stockage de grande dimension Un projet de recherche soutenu par l’Agence Nationale de la Recherche a permis de conforter les bases du procédé [7]. Un projet à venir devrait prochainement permettre la réa- lisation d’un premier démonstrateur à l’échelle de quelques MWhs. Stockage avec machines alternatives Plutôt que d’utiliser des machines tournantes dynamiques en guise de compresseurs et de turbines, on peut employer des machines alternatives à pistons. La société Isentropic Ltd en Angleterre développe des machines spéciales de ce type dont l’efficacité isentropique est excellente [8]. Il est alors possible d’obtenir le même rendement global de 70 % en ayant une température maximale qui n’excède pas 550° C. Le gaz de travail est ici aussi de l’argon. Un projet de démons- tration est en cours d’étude. Cycle à gaz carbonique transcritique Le gaz carbonique (CO2 ) possède un point critique à 31° C. Lorsque le gaz est à une température supérieure à l’ambiante, il se comporte comme un gaz, en particulier il peut échanger de la chaleur sensible sans subir de changement de phase. Par contre, sous forte pression à une température voi- sine de 0° C, il se liquéfie. La liquéfaction ou la vaporisation mettent en jeu une chaleur latente qui peut être échangée avec de la glace qui fond ou se solidifie. Cela constitue la base d’un procédé proposé par ABB [9]. La chaleur de compression est stockée dans de l’eau chaude à 120° C, tandis que le froid sert à produire un mélange de glace et d’eau. Le rendement annoncé du procédé est de l’ordre de 51 % à 65 %. Conclusions La variété des exemples donnés ci-dessus amène à se demander s’il est possible d’imaginer encore d’autres procé- dés qui permettraient de stocker l’électricité à grande échelle. La réponse est bien entendu affirmative. Le grand nombre Capacité électrique 10 GWh Puissance 100 MW Dimensions de chaque réservoir diamètre:65m-hauteur:45m Pression réservoir chaud 4 bars relatifs Température maximale réservoir chaud 800° C Pression réservoir froid voisine de l’ambiante Température minimale réservoir froid -70° C Masse de graviers de basalte 250 000 t Rendement 70 % Autodécharge 0,5 % par jour Tableau 2 : Caractéristiques potentielles d’une installation SEPT de grande capacité. Figure 7 : Principe du stockage avec une machine alternative. Figure 8 : Vue d’artiste du projet de démonstration Isentropic Ltd. 62 REE N°3/2013 LE STOCKAGE DE L'ÉLECTRICITÉ de degrés de liberté en termes de choix du gaz, de niveaux de température, de choix du matériau de stockage du chaud et du froid conduit à de très nombreuses variantes. Pour ne citer qu’un exemple, différent des précédents, Escher-Wyss a étu- dié en 1924 le stockage d’électricité par pompage de vapeur pressurisée, une solution encore complètement différente de ce qu’on vient de voir. On voit ainsi que le domaine n’est pas nouveau, qu’il n’est pas fermé et que de multiples solutions seront donc encore probablement élaborées dans l’avenir. La nouveauté apparente du sujet pour le lecteur non spécialiste vient du fait que l’attention portée au stockage est récente. Les besoins limités qui existaient jusqu’à pré- sent pouvaient être satisfaits en recourant au pompage hydraulique bien connu. La situation change, car le pom- page hydraulique n’est réalisable que dans les endroits où de grandes masses d’eau peuvent être transférées entre des volumes situés à des altitudes différentes. L’avenir aura probablement besoin de stations de stoc- kage de grandes capacités pouvant être implantées sans la contrainte d’un site particulier, lacs pour le pompage ou cavernes pour l’air comprimé. De ce point de vue, les sys- tèmes thermodynamiques représentent un éventail de choix. De plus, les stockages thermiques possèdent en général une grande densité volumique d’énergie, ce qui permet de minimiser l’empreinte au sol des installations. Des stations de stockage ayant des capacités se mesurant en GWh, voire dizaines de GWh, sont tout à fait envisageables. L’évolution de cette palette de techniques dans l’avenir est difficile à prévoir. Tout dépendra de la réelle nécessité de développer le stockage de grande capacité sur le réseau, en alternative au stockage distribué à petite échelle ou chez le particulier. Retenons toutefois que si la nécessité se présente, ce ne seront pas les solutions qui manqueront, contrairement au vieil adage qui voulait que l’électricité ne se stocke pas. Références [1] Fritz Crotogino, « Le stockage d’air comprimé de Huntorf : 20 ans de succès dans l’exploitation », avril 2001. Texte traduit disponible sur : http://www.mines-energie.org/Dossiers/ Stock2006_13.pdf [2] http://www.espcinc.com/library/EPRI_Paper_on_CAES_ Technology.pdf [3] RWE - Project ADELE -http://www.rwe.com/web/cms/ mediablob/en/391748/data/364260/1/rwe-power-ag/ innovations/adele/Brochure-ADELE.pdf [4] Gas Turbine World - http://www.espcinc.com/library/ GTW%20ACAES%20Article.pdf [5] http://www.highview-power.com/wordpress/?page_ id=1405 [6] http://www.keynergie.com/articles/paper%20PHS-paper.pdf [7] ANR - projet SETHER -http://www.agence-nationale-recherche. fr/fileadmin/user_upload/documents/aap/2008/finances/ stocke-2008-resumes.pdf [8] http://www.isentropic.co.uk/energy-storage [9] https://docs.google.com/file/d/1edTytOAqzE_2vdD6h dLeoEFLLR3MXty8fropMtcaSJhhJvg-HfqSGEJaOMOS/ edit?usp=drive_web&pli=1 Figure 9 : Schéma du procédé ABB de stockage avec CO2 transcritique. Jacques Ruer est ingénieur ECP. Après une carrière dans la sidérur- gie, il a rejoint SAIPEM SA en 2000, où il est en charge du développe- ment des technologies relatives aux énergies non conventionnelles, en particulier les énergies renouvelables offshore. L'AUTEUR