il semble que la solution soit plus d'augmenter la capacité en production par foyer en stationnaire et d'écrêter en produisant de l'hydrogène qui est stocker pour un usage ultérieure pour l'automobile. ce qui réduit encore plus le besoin en stockage . Si au départ le facteur de charge est de 57% on augmente encore ce facteur grâce a l'ecretage.
brevet 2018 moteur générateur à azote liquide pour le stockage énergie.
Le facteur de charge de l'éolien terrestre est entre 20 et 25% (2017) : https://bilan-electrique-2017.rte-fr...lien-mensuel/#Envoyé par Eric DUPONT
En offshore les prévisions se situent entre 30 et 35%. Je ne lis nulle part de 57%. Donne une source fiable qui indiquerait un tel facteur de charge.
je me suis trompé c'est 63 %
brevet 2018 moteur générateur à azote liquide pour le stockage énergie.
Faudrait peut-être faire la différence entre des documents ou sites faisant la promotion de l'éolien, et des sources fiables basées sur des données réelles.
Et même dans les premiers, il faudrait aussi faire preuve d'un peu de sérieux : comment parler de facteur de charge sans préciser où ?
Plus sérieusement, le document dont j'ai fourni le lien ici, basé sur les données de production de l'éolien sur différents sites en Europe, et en particulier au Danemark, mentionne un facteur de charge de 44% pour l'offshore au Danemark en 2012. C'est déjà pas mal. Et si la méga-éolienne dont parle l'article que tu cites permet effectivement d'améliorer de 5 à 7 points ce facteur, ça permet d'espérer qu'il atteigne les 50%.
Mais quoi qu'il en soit, ça ne résout pas le problème de l'intermittence. Il y aura toujours des périodes de plusieurs jours, même en hiver, où la puissance moyenne délivrée tombera à moins de 20% de la puissance installée (regarde les figures 1 et 4 du document). Et ce sont pour ces périodes qu'il faut dimensionner les solutions de stockage - c'est l'exercice que j'avais fait dans mon premier message pour répondre à ta question initiale.
bon, tu dis que la puissance peu tomber a moins de 20 % de la puissance installé. Mais si l'on considere que les voitures rouleront a l'hydrogene il faudra bien doubler la puissance installé. Et de ce fait la production tombera certain jours a seulement 40% de la puissance installé vue que ces jours la la production sera exclusivement destiné a alimenter les foyer et non les sites de productions d'hydrogene pour l'automobile.
Et il parret bien evident que les facteurs de charge obtenue le sont en mer du nord.
apres je sais pas si le mer du nord peu produire assez d'energie pour toute la france il faudrait regarger le potentiel . le site de dunkerke ferait que 70 km2 je crois, ce qui est tout petit.
brevet 2018 moteur générateur à azote liquide pour le stockage énergie.
C'est l'accroissement du facteur de charge qui est de 63% et non le facteur de charge. Et on retrouve en gros ce que dit yves95210.
non, 63% est bien le facteur de charge bien qu'effectivement une phrase laisse a penser que c'est seulement l'acroissement. En fait si l'on regarde les caractéristiques générales, il est bien marqué un facteur de charge de 63% avec une puissance de 12 MW pour une production annule de 67 GW ce qui fait bien 63%. Et donc si l'on double la puissance en ecretant pour produire de l'hydrogène pour la mobilité , ca fais un facteur de charge relatif encore plus élevé.
Donc pour commencer a evaluer le besoin en stockage on est bien d'accord qu'il faut etre d'accord sur le facteur de charge.
Dernière modification par Eric DUPONT ; 04/08/2019 à 18h00.
brevet 2018 moteur générateur à azote liquide pour le stockage énergie.
Au passage je remarque que chaque eolienne est censé alimenté 16000 foyé, ce qui fait 4200 kWH par foyé? ce qui est tres peu en terme de consommation. Si on y a joute la mobilité il faut multiplier la puissance par 2 ou 3. Si l'on tient compte qu'un foyé parcourt 12000 kms avec un besoin de 15 kwh pour 100 km il faut 1800 kwh a la roue et au moins 3 fois plus au nez de l'eolienne, ca fais plutot un total de 10000 kWh par foyé. Donc en multipliant la puissance par 2,5 chaque foyé n'aura presque pas besoin de stocker d'énergie .
brevet 2018 moteur générateur à azote liquide pour le stockage énergie.
Arrête. Là tu repars en vrille.
Tu peux aussi bien multiplier la puissance installée par 10, il y aura toujours des jours avec zéro production. Comment tu fais sans stockage ?
Je te rappelle aussi que le problème n'est pas limité à la région de Dunkerque. Pour que ça ait un intérêt en termes de réduction des émissions de CO2, il faut que la solution soit généralisable à l'ensemble du pays (sinon, je propose que les départements alpins fassent sécession ce qui leur permettra sans-doute aussi d'afficher un bilan "zéro carbone" en comptant sur l'hydroélectrique), voire à l'Europe.
Rien que pour la France, il faut que la puissance délivrée sur le réseau en période de pointe hivernale puisse atteindre 100 GW (sans même parler d'électrification du parc automobile). Dans le cas optimiste où durant cette période de pointe la production éolienne offshore correspond à 50% de la puissance installée (une période de froid en hiver a de bonnes chances de coïncider avec une période où les vents sont faibles), il faudrait que celle-ci soit de 200 GW. Multiplié par 2,5, ça fait 500 GW.
Tu as besoin de combien de km2 pour cela ? 100000 ? Autant fermer la Manche à la navigation et la couvrir d'éoliennes...
Et ça coûte combien, en tenant compte de la durée de vie des éoliennes et de leur coût de maintenance, plus des besoins de stockage qui ne vont pas disparaître par magie ?
bah il faut la production annuel de 2 éoliennes pour faire tes 100GW . avec 1000 éolienne tu fais 670 Twh dans l'année , ca fais un champs de 100 km de long sur 10 de large. Comme les eoliennes sont espacé de plus de 1 km et que le bout de la pale est perché a 60 mètre d'altitude je pense que ça va bloquer la circulation des petit poissons qui vont se cogner la tete dans le pylône. Les moules vont également s'agglutiner et toute sorte de crustacé.
Dernière modification par Eric DUPONT ; 04/08/2019 à 21h28.
brevet 2018 moteur générateur à azote liquide pour le stockage énergie.
C'est rigolo, en isolant ces deux phrases elles prennent tout d'un coup des allures de deux potentielles bonnes idées.
La production annuelle d'une éolienne (quantité d'énergie électrique) se mesure en GWh, pas en GW.
Avec une éolienne de puissance maximale 12 MW (ton lien) avec un facteur de charge de 50%, tu produis environ 50 GWh par an. Il en faudrait donc 10000 (soit une puissance installée de 120 GW) pour produire 500 TWh, à peu près la conso d'électricité en France aujourd'hui. Pour ça, en espaçant les éoliennes de 1 km, tu as besoin de 10000 km2, soit par exemple 1000 km x 10 km...
Bon, je te laisse à tes petits poissons et à tes moules. Ton humour (?) à deux balles ne suffit pas à masquer ton incompétence. Même pas foutu de faire un calcul de niveau collège, et tu prétends nous donner des leçons ?
Tu es donc d'accord avec le fait que l'évolution de la technologie peu améliorer le facteur de charge, tu es passé de 40% à 50% en deux pages. Mais tu n'es pas d'accord sur les 63% du facteur de charge annoncé par EDF, le ministre de l'écologie et le constructeur. Pourquoi ?
brevet 2018 moteur générateur à azote liquide pour le stockage énergie.
Relis le message #34.
Et dis-nous sur quel site ces 63% dont espérés.
Si on calcule à partir de la formule de la limite de Betz, la vitesse de vent "idéale" pour la puissance max de 12MW, on trouve 9,5 m/s (~35 km/h). Avec le diamètre de l'hélice (220 m) et la vitesse du vent on retrouve bien la puissance max de 12MW.
On lit qu'une telle éolienne pourrait produire 67GWh par an. Cela représente 67/0,012~5600 h de fonctionnement à pleine puissance (d'où les 63%).
Donc cela suppose effectivement, comme il est dit dans le texte, « un site allemand typique en Mer du Nord typique(1) » avec un vent de 10m/s soufflant 5600 h par an.
Si on consulte la carte des vitesses de vent en fonction de l'altitude pour l'Europe (source : Riso National Laboratory, Denmark), il y a bien le long des côtes allemandes les vitesses attendues pour de telles éoliennes à 200 m d'altitude mais avec un facteur de charge inférieur à 35%. Pour avoir des facteurs de charge supérieurs à 35%, il faut se situer à des latitudes à partir du sud Écosse - nord Danemark.
J'ai quand même beaucoup de doutes sur les 67GWh par machine.
D'autre part, les 67GWh c'est de l'énergie primaire et non finale. Il faut appliquer le rendement sur toute la chaine avec les pertes en ligne. Et il n'est pas indiqué dans le texte.
Merci pour ces précisions. J'avoue que j'ai lu l'article un peu vite, et me suis arrêté à la phrase qui annonçait ces 63% sans préciser le site (comme d'ailleurs ED semble s'y être arrêté, puisqu'il n'a pas répondu à ma question, qu'il n'a peut-être pas comprise).
C'est pour ça que j'avais pris l'exemple du Danemark, où le facteur de charge mesuré (en 2012) était de 44% et m'était contenté d'y ajouter les "5 à 7 points au-dessus des turbines actuellement disponibles sur le marché" que mentionne l'article, pour arriver à 50%.Si on consulte la carte des vitesses de vent en fonction de l'altitude pour l'Europe (source : Riso National Laboratory, Denmark), il y a bien le long des côtes allemandes les vitesses attendues pour de telles éoliennes à 200 m d'altitude mais avec un facteur de charge inférieur à 35%. Pour avoir des facteurs de charge supérieurs à 35%, il faut se situer à des latitudes à partir du sud Écosse - nord Danemark.
Et cet exemple est déjà plus favorable que celui des côtes françaises, au large desquelles je suppose que le calcul conduirait à un facteur de charge d'environ 40% pour la même éolienne.
Quoi qu'il en soit, que le facteur de charge soit de 40%, de 50% ou de 60%, cela ne change rien au problème fondamental de l'intermittence. Encore faut-il étudier finement la variation de la production (dont l'article que j'ai cité montre qu'elle se rapproche d'une fonction aléatoire) pour estimer les besoins de stockage. Même avec un facteur de charge annuel de 60%, le nombre de jours consécutifs où la puissance moyenne délivrée tombe (par exemple) en-dessous de 20% de la puissance maximale peut être aussi grand qu'avec un facteur de charge de 40%. Les jours où il n'y a quasiment pas de vent, cette nouvelle éolienne ne tournera pas plus que les autres... Et manque de bol, ça peut arriver en période de grand froid, avec un bel anticyclone positionné sur l'Europe de l'Ouest et bloquant les dépressions venant de l'Atlantique.J'ai quand même beaucoup de doutes sur les 67GWh par machine.
D'autre part, les 67GWh c'est de l'énergie primaire et non finale. Il faut appliquer le rendement sur toute la chaine avec les pertes en ligne. Et il n'est pas indiqué dans le texte.
PS : ça serait pas mal si la réglementation européenne obligeait les promoteurs de fermes éoliennes à chiffrer les moyens de stockage nécessaires pour garantir en permanence une production (déstockage compris) supérieure à un certain seuil (variable suivant la période de l'année), et à inclure le coût de ces moyens de stockage dans leurs offres (ainsi d'ailleurs que les coûts induits sur le réseau de distribution). Mais ne rêvons pas...
En attendant, on peut compter sur le développement de l'éolien (et les politiques de réduction de la production nucléaire) pour continuer d'augmenter les émissions de CO2. Nos enfants pourront faire le bilan en 2050 et remercier tous les Eric Dupont de ce monde.
Oui. Et dans la description de l'éolienne en question (https://www.connaissancedesenergies....e-12-mw-180302) on peut lire : "..dans ces conditions très flatteuses, la production d’une seule éolienne Haliade-X pourrait correspondre à l’équivalent de la consommation électrique domestique de 16 000 foyers européens selon GE (1 564 kWh par personne en 2015 selon les dernières données d’Eurostat), la production n'étant toutefois pas nécessairement corrélée à cette consommation."
Et tout le problème est bien dans la fin de la phrase, la puissance appelée étant le paramètre essentiel.
dans ce dossier sur l'eolien ohshore , l'auteur suggère que la production de l'hydrogène pourrait se faire a bord de l'éolienne et récupéré par bateau.
https://www.ifri.org/sites/default/f...ttant_2019.pdf
brevet 2018 moteur générateur à azote liquide pour le stockage énergie.
j'ai bien compris, quel sont les besoins en stockage hydrogene ?
brevet 2018 moteur générateur à azote liquide pour le stockage énergie.
Globalement on pourrais dire que il pourrait y avoir des éoliennes d'une puissance égale a la puissance moyenne journalière dont la production serait directement consommé. ce qui representerais environ la moitié de la consommation nationale. Une autre moitié proviendrait de systeme de stockage a base d'hydrogène, dans ce cas les éoliennes n'ont pas besoin d'etre pret des cotes, elle peuvent être flottante et produire de l'hydrogène qui est acheminer par bateau.
Pour les eoliennes prets des cotes on sait que le cout de l'energie produit ne cesse de diminuer. cela pourait bien atteindre les 4 centimes le kwh dans un proche avenir. Pour ce qui est de l'energie qui doit etre stocké , avec un rendement de 40% , le cout de l'energie serait de 10 centimes le kwh, et la moyenne globale de 7 centimes si l'on ne tient pas compte de l'amortissement des hydrolyseur , des systemes de stockage et de transport de l'hydrogene ain si que des systemes de conversions (pile a combustible)
Dernière modification par Eric DUPONT ; 10/08/2019 à 15h20.
brevet 2018 moteur générateur à azote liquide pour le stockage énergie.
Tu es en train de dire que, si on ne compte pas le coût du stockage, le stockage ne coûte pas cher. Effectivement.
Tu mélanges tout. d'un coté il ya le cout de l'energie et la quantité de KWh nécessaire pour faire 1 kWh de l'autre il y a le cout du réservoir qui peu stocker x kWH et aussi le cout du système X euros /kW qui s'occupe de la transformation de l'électricité en hydrogène et de l'hydrogène en électricité.
brevet 2018 moteur générateur à azote liquide pour le stockage énergie.
Dans le monde réel, ça ne peut pas se passer de cette manière. La simplification du problème permet d'avoir des ordres de grandeur grossiers de ce qu'il faudrait installer et de la production d'hydrogène qui va avec (message #2). Au passage, j'avais indiqué 100 millions de litres d'hydrogène à 700 bars. C'est 100 milliards ! (et encore je suis en-dessous, c'est plus près du double).
Cela montre surtout le caractère irréaliste d'une production toute ENR avec de l'éolien (ou/et du photovoltaïque) même avec du stockage. Car encore une fois, ce qui est capital dans un réseau électrique c'est de maintenir la fréquence du courant (le 50Hz) en adaptant en temps réel la puissance produite à la consommation (puissance appelée). Or, la variabilité de la puissance produite avec l'éolien (et le photovoltaïque) est compensée par les moyens pilotables (nucléaire, hydraulique, fossiles). Sans ces moyens, c'est l'effondrement garanti du réseau.
Si on produisait uniquement avec de l'éolien (pour faire simple) et du stockage hydrogène, il faudrait disposer individuellement de groupe électrogène ou de PAC capables en temps réel d'ajuster la fréquence en fonction des variations de puissance. J'ai du mal à voir comment on pourrait faire circuler des TGV dans ces conditions ou d'assurer la fourniture électrique des gros consommateurs industriels (dimensionnement des PAC ? des groupes électrogènes ?).
J'avais déjà évoqué les problèmes posés par l'éolien danois et allemand dans le réseau interconnecté européen et les conséquences sur les autres productions qui doivent obligatoirement s'adapter (ce qui ne fait pas plaisir aux suisses, aux tchèques, aux polonais...ces deux derniers ayant installés des transfos déphaseurs, comme je l'ai déjà dit, pour bloquer les électrons "éoliens").
Le coût de l'adaptation du réseau pour les ENR intermittentes n'est d'ailleurs pas répercutée aux producteurs en question, ce qui est d'ailleurs une autre anomalie mais c'est sûrement une nécessité pour continuer à installer des éoliennes (ou du PV).
A moins d'une grande refonte dans la façon de consommer l'électricité, imaginer une production à 50% ou plus avec des ENR non pilotables (même avec stockage) alors qu'on a déjà quelques soucis avec 30% en Allemagne et 40% au Danemark (mais petit pays), c'est obligatoirement aller vers des problèmes d'appel de puissance/capacités de production et une réponse par des coupures de courant pour éviter l'effondrement du réseau, faute de moyens d'ajustement pilotables.
Salut
Drôle de langage pour un ingénieur
On ne dit plus une longueur , mais une "quantité de mètres" , et ma balance m' indique un "nombre de kilos"
Pitié !
N' oublions pas que Futura a une vocation didactique .
Rappel :
_kWhetit k , grand W , petit h
_on ne mélange pas symbole et nom en toutes lettres : €/kW et non pas euros/kW
Mais quel Casse pied !!!Salut
Drôle de langage pour un ingénieur
On ne dit plus une longueur , mais une "quantité de mètres" , et ma balance m' indique un "nombre de kilos"
Pitié !
N' oublions pas que Futura a une vocation didactique .
Rappel :
_kWh
_on ne mélange pas symbole et nom en toutes lettres : €/kW et non pas euros/kW
La virgule et le point doivent êtres placé directement après le mot. Comme ceci. et non comme cela : ...vocation didactique . Il faut écrire : vocation didactique.
Il est souhaitable d'éviter les abréviations et ne pas dire : N' oublions pas mais : Il ne faut pas oublier. D'autre part "oublions" doit être placé directement apres l'apostophe comme ceci: N'oublions pas.
brevet 2018 moteur générateur à azote liquide pour le stockage énergie.
Pour faire simple admetons que le rendement de converssion electricité hydrogene soit de 100%. l'énergie fournie par le réseaux serait un mixte eolien PAC. Pour faire face a la puissance appelé il faudrait avoir a la fois 100 GW de puissance eoliene et 100 GW de puissance PAC. Et donc on aurait les 50 hertz.
Pour info, le cout de l'eolien ofshore approche les 3000 euros le kw tandis que le cout du kW PAC pourrait atteindre 1000 euros le kW et ce probablement au moment ou le cout du kW eolien aura fondu a 2000 euros le kW. Autrement dit pour le même prix on aura une eolienne qui fournira soit directement l'energie qu'elle produit soit l'energie qui provient de sa PAC.
Comme le rendement de l'hydrogene n'est pas de 100% il faut forcement plus d'eoliennes. Mais si il ya plus d'eoliennes le facteur de charge devient plus élevé. Et donc on doit pouvoir approcher les 60%. De ce fait les besoins en stockage sont moindre. probablement en doublant la quantité d'eoliennes soit deux fois 100 gw + 100 gW de PAC et bien on a pour 5000 euros le kW d'investissement, ce qui fait du 7 centimes le kWh rendue au port de Dunkerque.
brevet 2018 moteur générateur à azote liquide pour le stockage énergie.
Ce n'est pas un problème de puissance installée mais un problème de variation de puissance (à la baisse ou à la hausse) en temps réel qui met en danger la fréquence du réseau (il y a une marge en plus ou en moins mais limitée). Pour l'instant ça se gère parce que l'éolien n'est pas prépondérant. Et ce sont les énergies pilotables qui assurent la variation de puissance de l'éolien et dans une moindre mesure du PV.
Avec du tout ENR non pilotable il n'y aurait plus cet ajustement sur le réseau.
Autant dire qu'il ne faudrait compter, en gros, que sur la partie stockage. On en revient à une alimentation électrique individuelle ou locale.
À cette adresse quelques infos sur la gestion du réseau électrique français (où on se rend compte que ce n'est pas simple) :https://www.sauvonsleclimat.org/fr/b...n-delectricite
quand les eoliennes ne produisent que 20 GW sur les 100 demandé on demande aux piles a combustible de faire le complément, soit 80 GW. Et on y arrive tout simplement parceque les piles a combustible sont des moyens de productions pilotable. Comme je l'ai expliqué il suffit d'associé a chaque eolienne une pile a combustible de la moitié de la puissance de l'eolienne pour avoir une production en continue egale a la puissance de la pile a combustible.
N'hésites pas a poser des questions si ya des trucs qui t'échappe.
brevet 2018 moteur générateur à azote liquide pour le stockage énergie.
Et comme on te l'a déjà expliqué, c'est complètement faux. Si tu veux une production tout éolien, la puissance nécessaire en pile à combustible est la puissance maximale appelée, maximale comme dans maximale en tout temps.
D'autre part, mettre une PAC au pied de chaque éolienne (sans parler du système d'électrolyse et de stockage) c'est loin d'être évident.
On revient obligatoirement sur une centralisation de la production d'hydrogène et la production d'électricité via le stockage qui permet d'ajuster au mieux la puissance produite à la demande, tout en assurant la stabilité du 50Hz.
On peut avoir une idée du dispositif complet avec ce qui va être mis en service en Guyane prochainement et qui constitue la plus grande centrale à hydrogène au monde (devant Tesla avec sa batterie géante lithium/ion en Australie).
Une centrale solaire de 55MW (en pointe, donc beaucoup moins en moyenne) couplée à une unité de production et une centrale à hydrogène de 140MWh !! https://la1ere.francetvinfo.fr/guyan...de-626880.html
Le courant produit par le PV sert à l'électrolyse de l'eau. La centrale produit du courant quand le réseau en a besoin. Ce serait la même chose avec l'éolien.
A noter qu' HDF energy est une entreprise bordelaise.
