Jeudi 4 octobre 2018 à 9:41

L'usine géothermique de production électrique L'usine géothermique de production électrique
              "Bouillante" en Guadeloupe                               en Alsace  à Soultz-sous-Forêts
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    Une petite incursion dans le domaine de l’énergie, avec aujourd’hui la « géothermie », sur laquelle je n'avais pas fait d'article dans ce blog, mais seulement quelques paragraphes dans des articles plus généraux.

    L’énergie géothermique consiste à capter la chaleur de la Terre, pour produire de l’électricité ou pour utiliser directement ces calories pour du chauffage.
    La croûte terrestre a environ 30km d’épaisseur en moyenne (voir mon articles sur la Terre du 16/10/2017) et le manteau qui se trouve sous elle est un magma chaud.
Une partie de cette chaleur est cédée à la croûte, qui par ailleurs récupère aussi la chaleur produite par la radioactivité des roches, de l’uranium, du thorium et du potassium notamment.
    C’est une énergie abondante, mais de faible intensité : la température s’accroit approximativement de 3 d° par 100 mètres de profondeur. Il faut donc creuser profond pour atteindre des températures élevées.
    La production de chaleur par la terre est de l’ordre de 0,06 W/m2, alors que le soleil produit 340W/m2 soit 6000 fois plus.
    On ne peut donc prélever beaucoup d’énergie sans tarir la source.

    Toutefois ce phénomène n’est pas constant : dans les zones volcaniques le gradient de température et beaucoup plus élevé (il peut aller jusqu’1000 d°C par 100M. Si des eaux circulent naturellement il est alors possible de les pomper pour alimenter des chauffages ou des turbines. C’est le cas en Islande dont une grande partie des besoins énergétiques est couverte parla géothermie. Des sources chaudes jaillissent même spontanément en surface (geysers).
    Dans ces cas l’exploitation ne nécessite pas de forage important.

    Dans des cas plus fréquents, de l’eau circule naturellement sous terre et on peut donc la récupérer et la recycler en grande partie; les forages sont alors plus ou moins profond et l’inconvénient est que cette equ contient de nombreux sels, certains radioactifs et qu’elle en général fortement corrosive, ce qui va attaquer les installation de tubage et de pompage.

    Dans le cas où on ne dispose pas d’eau naturelle, on peut en injecter, en utilisant en général un puits pour injecter l’eau et un autre puits pour la récupérer.. Mais en général l’eau circule mal dans les roches et il faut le plus souvent le « fracturer » comme lorsqu’on veut libérer le pétrole de schiste. Cela peut causer de mini-tremblements de terre et fragiliser les sols

    Des études envisagent de recharger les puits en chaleur avec de l’énergie solaire, ce qui permettrait de l’utiliser la nuit ou par temps très couvert.

    Les conditions d’exploitation sont très différentes selon la profondeur des puits de forage : faible profondeur à basse température, 5 à 10 d°C; profondeur moyenne; jusqu’à 2000 m et 50 à 90 d°; grande profondeur jusqu’à 10 000 m et température élevée avec deux créneaux : 100 à 150 d°c et au dessus de 150 d°C.

    L’utilisation de forages peu profonds et d’une température qui est faible (par exemple 12 d°C constant toute l’année à 10 m de profondeur). est essentiellement de chauffer l’hiver ou refroidir l’été une habitation individuelle avec une pompe à chaleur.
La profondeur des sondages est le plus souvent inférieure à 100m et en moyenne d’une trentaine de mètres. On peut aussi utiliser des tuyauteries horizontales implantées sur une surface assez grande à une dizaine de mètres sous le sol.
    En fait on utilise les calories captées par le terre sur le rayonnement solaire.

    Avec des sondages plus profonds de 1000 à 5000 mètres dans des régions qui s’y pr-etent, on recueille de l’eau à plusieurs dizaines de degrés qui est directement utilisée pour le chauffage urbain, en France, principalement en Aquitaine et en Ile de France.

    A plus grande profondeur encore on peut atteindre des températures plus élevées afin de produire de l’électricité. Toutefois tout dépend du gradient de température du lieu : en région volcanique on peut atteindre les mêmes températures avec des forages beaucoup moins profonds.
    Entre 100 et 150 d°C, on utilise des échangeurs et un fluide intermédiaire, alors qu’au delà de &(0 d°C, la vapeur jaillit du sol et est capable d’alimenter directement les turbines liées aux alternateurs.`

    L’énergie géothermique ne dépend pas des conditions météorologiques et ne produit que très peu de CO2 (indirectement). Elle n’est inépuisable que si on limite la prise de chaleur et la circulation d’eau.
    Les méthodes de fracturation hydraulique utilisées pour permettre la circulation de l’eau dans les roches et éviter le colmatage peuvent entraîner des micro-séismes.
    Un autre inconvénient est la teneur en sels de l’eau qui entraîner une corrosion importante des tuyauteries et pompes.
    Les installations subissent aussi des variations importantes de température qui peuvent entrainer des chocs thermiques   
    Finalement l’énergie thermique reste une énergie assez chère en raison des coûts du forage et de l’entretien des matériels.
    Pour les installations de particuliers, par rapport à un chauffage au gaz naturel, le retour d’investissement n’est intéressant qu’en raison des aides de l’état (8 à 10 ans)   
    Pour les installations de chauffage urbain et de production d’électricité, un fort gradient de température et la présence d’eau sont nécessaires pour assurer la rentabilité. Les installations sont donc en zone volcanique, près des bords des plaques tectoniques ou dans les zones de sources chaudes ou de forte circulation thermale.   

    Les productions les plus fortes d’électricité géothermique seraient actuellement les suivantes, en TWh  en 2013 :
USA  Philippines  Indonésie  Nelle-Zélande  Mexique   Italie  Islande  Japon Kenya 
18,4         9,5             9,4               6,4                6,1         5,7      5,2         2,6      2
    La France produit peu d’électricité géothermique. (1,5 TWh en 2016 sur 531 TWH au total soit seulement 0,28%), avec deux centrales en Guadeloupe (Bouillante) et en Alsace (Soultz-sous-Forêts). Depuis 2016 une centrale avec deux puits à 2500 mètres fournit de la vapeur à 170 d°C à une usine industrielle d’Alsace.
   
    SI on examine les utilisations directes de chauffage le classement est différent 
(en TWh en 2015)
Chine  USA  Suède  Turquie  Japon  Islande  Allemagne  Finlande  France  Suisse
  49       21      14          13         7          7               5                5           4,5         3
    La carte ci dessous indique les « gisements » de géothermie en France, utilisés actuellement principalement pour du chauffage urbain, en Aquitaine et en Ile de France.
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    La géothermie est une énergie intéressante, mais qui ne pourra apporter de grandes quantités d’énergie, mais qui, par contre est très propre (pas de CO2), mais chère en raison des forage et de la corrosion des installations.
    Elle n’est rentable que dans certaines région de fort gradient de température avec la profondeur.
    Il est dommage que le gouvernement n’ait pas laissé les grande compagnie pétrolières faire de la prospection de gaz et pétrole de schiste, en leur demandant de prospecter en même temps les possibilités géothermiques;

Jeudi 27 septembre 2018 à 9:44

          Mon précédent article donnait des informations générales sur l'énergie hydraulique et l'hydroélectricité, mais pour ne pas alourdir l'article, je n'avais pas publié de photo de barrages, ni leurs caractéristiques.
          Dans cet article j'ai choisi quelques barrages caractéristiques, français et étrangers et je vous donne les informations correspondantes.
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Barrage des Trois Gorges
Chine sur le Yangzi-Jiang
Mise en service : 2012
Puissance 22,5 Gw
Production/an 100 TWh





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Barrage d'Itaipu
Brésil sur le Rio Parana
Mise en service : 2003
Puissance 14 Gw
Production/an 100 TWh


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Barrage Robert Bourassa
Canada sur la Grande Rivière
Mise en service : 1981
Puissance 7,7 Gw
Production/an 26 TWh

 
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Barrage de Grande Coulée
USA sur le fleuve Columbia
Mise en service : 1980
Puissance 6,8 Gw
Production/an 20 TWh


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Barrage de Salano-Chochensk
Russie sur le Ienisseï
Mise en service : 1989
Puissance 6,4 Gw
Production/an 27 TWh




et maintenant en France : ils sont très nombreux mais plus petits :

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Barrage de Genissiat
France dans l'Ain
Mise en service : 1948
Puissance 0,4 Gw
Production/an 1,8 TWh
Hauteur de chute : 65 m


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Barrage de Donzère-Mondragon
France dans le vaucluse
Mise en service : 1948
Puissance 0,35 Gw
Production/an 2 TWh
Hauteur de chute : 23 m


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Barrage de Fessenheim
France sur le canal d'Alsace
Mise en service : 1956
Puissance 0,18 Gw
Production/an 1 TWh
Hauteur de chute : 15 m


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Barrage de la Bathie
France sur la Tarentaise
Mise en service : 1961
Puissance 0,55 Gw
Production/an 1 TWh
Hauteur de chute : 1250 m


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Barrage de Serre-Poncon
France sur la Durance
Mise en service : 1960
Puissance 0,38 Gw
Production/an 0,7 TWh
Hauteur de chute : 128 m



      Dans les Pyrénées les installations sont complexes, recueillent l'eau de lacs ou ont des prises multiples et servent éventuellement plusieurs centrales successives ; Par exemple, la centrale de Pragnères, mise en service en 1953  dispose d'un réservoir principal à Cap Long, à 2600m d'altitude, trois réservoirs annexes  et un réservoir « journalier ». .Le réseau de collecte d'eau comprend 40 km de galeries. Au printemps, à la fonte des neiges, l'eau excède les besoins ; celle provenant de Gavarnie et du Vignemale, après avoir été turbinée à Pragnères, est remontée vers les réservoirs de la rive droite (Aumar et Cap de Long) par la station de pompage; une autre station de pompage remonte les eaux du secteur d'Escoubous pendant les heures creuses. En hiver, les eaux stockées dans le réservoir de Cap de Long sont turbinées à Pragnères pendant les heures de pointe, apportant 195 MW au réseau en moins de 3 minutes ; ensuite, elles sont turbinées par les centrales aval de Luz, du Pont de la Reine et de Soulom (135 MW).

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Ci-dessus le barrage de Cap Long. Ci dessous le lac d'Orédon et des conduites forcées de descente des eaux.

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Jeudi 20 septembre 2018 à 10:09

Energie, nucléaire, économies

    Je reprends mes articles sur l’énergie, avec toujours l’idée de faire en fin de parcours une réflexion sur "Comment sauver le climat ?" ;
    Aujourd’hui je voudrais vous parler de l’énergie hydroélectrique.

    Evidemment ce que l’on connaît surtout, ce sont les barrages sur les cours d’eau et l’alimentation de turbines pour fabriquer de l’électricité. En terme de quantité, c’est le principal, mais le concept d’énergie hydroélectrique est beaucoup plus large. C’est l’énergie fournie par le déplacement de l’eau : cours d’eau, chute d’eau, vagues, courants marins, marées. Une hydrolienne -dont j’ai déjà parlé- serait à classer dans ce type d’énergie.

    L’utilisation de cette énergie est très ancienne de même qu’il y a eu les moulins à vent; il y a eu les moulins à eau; il en reste de nombreux vestiges, notamment en Bretagne : ils utilisaient le courant de rivières ou celui créé par la marée montante et descendante. Cette énergie mécanique servait à faire tourner une machine, sans intermédiaire électrique
    La première centrale électrique remonte à 1880 en Angleterre : elle servait à l’éclairage d’un domaine et ne produisait que 7kW de puissance, ce qui est négligeable.
    De nombreuses petites centrales ont existé, au fil des cours d’eau, produisant quelques centaines de kW ou quelques MW. Quelques rares étaient encore en activité il y a quelques années comme celle de l’arsenal de Tulle, en Corrèze. Mais actuellement la loi de transition énergétique essaie de relancer ces petites centrales en prévoyant un tarif de rachat de l’électricité en surplus, en général par construction de nouvelles installation, la rénovation des anciennes étant trop onéreuse. Actuellement les petites installations de moins de 10 MW, ont une puissance totale d’environ 2 GW et produisent environ 8 Twh/an.
    Il y a actuellement

    L’hydroélectricité a fait de gros progrès à partir de 1900 et les barrages importants se sont développés à partir de 1920.
    La France possède de très nombreux barrages  et a équipé 95% des sites envisageables. Il faut en effet non seulement avoir un cours d’eau, mais des rives capables de supporter les fondations du barrage, et une vallée qui puisse retenir l’eau sans destructions trop importantes.
    Il n’y a pas eu de grand barrage de construit depuis 2008 et la puissance totale installée est de 25,5 GW, produisant environ 70 TWh/an (1TW = 10 puissance 12 watts), sur les 540TWh/an que consomme la France, soit environ 12,5 %.
    Environ 82 % de la production française d'hydroélectricité est assurée par 4 régions :        - Rhône-Alpes = 40 %
        - Provence Alpes Côte d'Azur = 16,3 %
        - Midi-Pyrénées = 15,3 %
        - Alsace = 11 %        
        - L’ensemble des autres régions = 17,4 %
    Le parc est constitué de plus de 2 400 centrales, mais 95 centrales de taille moyenne (50 à 600 MW) concentrent à elles seules 58 % de la puissance totale et 4 centrales de plus de 700 MW en représentent encore 17 % ; près de 1 600 installations ont moins de 1 MW et représentent seulement 1,8 % de la puissance installée.
    Près de 90 % des 2 400 centrales de France sont installées « au fil de l’eau », autrement dit turbinent l'eau d'un cours d'eau comme elle arrive, n'étant pas dotées d'un réservoir ; elles totalisent environ 7 500 MW installés (30 % du parc) et produisent 30 TWh en moyenne annuelle
    La France est classée en 2017 au 3e rang européen pour sa production hydroélectrique avec 10,1 % du total européen, et au niveau mondial, au 10e rang avec 1,3 % du total mondial, en 2013.
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    La puissance fournie par le barrage dépend essentiellement de deux facteurs : la hauteur de chute et le débit d’eau qui va faire tourner des turbines
    Dans des barrages sur de grands fleuves (le Rhin par exemple), la hauteur de chute est très faible et c’est le débit d’eau qui est primordial.
    Le schéma de fonctionnement est le même dans les deux cas, et correspond aux deux figures ci-dessous.
    L’eau est prise à une certaine hauteur dans le barrage et amenée par une conduite forcée jusqu’aux turbines couplées à un alternateur qui produit du courant alternatif. Un transformateur élève la tension de ce courant pour permettre le transport à distance aux moindres pertes par effet joule, sur les lignes haute tension.
    Un déversoir dans le barrage permet d’évacuer l’eau en surplus, notamment en période de crue.
    Par ailleurs un obturateur peut boucher tout ou partie des canalisations d’entrée des conduites forcées ce qui permet de moduler la production d’une centrale qui peut passer de zéro à sa puissance nominale en quelques minutes.
    Les dimensions et distances diffèrent.
    Dans un barrage au fil de l’eau la dérivation du fleuve est un véritable canal et les turbines se trouvent au fil de l’eau, en bas d’un barrage de très faible hauteur.
    Dans un barrage classique, la canalisation forcée est de faible longueur et a un débit important, les turbines étant près du barrage.
    Dans des barrages en montagne, en général de moindre hauteur, les canalisations forcées sont des tuyaux en acier de débit moindre, mais les turbines se trouvent à plusieurs centaines de mètres (voire des kilomètres) du barrage en bas de la montagne, avec des dénivelées de plusieurs centaines de mètres.
http://lancien.cowblog.fr/images/ClimatEnergie2/Unknown-copie-4.jpg    Un mot aussi, des centrales de « pompage turbinage » (STEP = station de transfert d’énergie par pompage).
     Elle sont conformes au schéma ci-contre. Actuellement on se sert du supplément d’électricité disponible la nuit pour remonter de l’eau la nuit dans le réservoir supérieur , laquelle sera utilisée de jour, colle dans un barrage normal pour produire un supplément d’électricité.
    La France possède 6 stations qui permettent de stocker quotidiennement quelques dizaines de GWh.
    Le stockage hydraulique retrouve de l'intérêt pour gérer l'intermittence de la production solaire et éolienne, le courant intermittent de ces sources d'énergie pouvant être stocké par pompage.

    L’hydraulique dans le monde

     La particularité de l'hydroélectricité est sa répartition globalement homogène par continent dans le monde. Les pays producteurs en sont aussi les consommateurs, même si certains pays comme la France exportent un peu d’électricité.
    Comme on le voit sur les tableau ci-dessous, la Chine est de loin le plus grand producteur d’électricité hydro-électrique et possède sur le Yangzi-Jiang d’énormes barrages. Le plus grand « barrage des 3 gorges », mis en service en 2012, a une puissance de 22,5 GW et produit 100 TWh /an.
    Le Canada et le Brésil sont le seconds producteurs, mais avec moins de la moitié de production annuelle. grand barrage brésilien  a une puissance de 14 GW et produit également environ 100 TWh /an, et le plus grand barrage canadien  a une puissance de 7,7 GW et produit 26,5 TWh /an.
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    L'hydroélectricité a une gros avantage : pas d'émission de CO2, grande souplesse d'utilisation pouvant s'adapter à la demande évoluante dans une journée, et disponibilité quasi permanente. Son coût est relativement faible.

     Ses inconvénients proviennent de la formation d'un lac derrière le barrage qui va engloutir la vallée et son contenu naturel et humain, et les conséquence sur la faune aquatique de l'interruption du cours d'eau, même si des "écluses à poissons" sont parfois mis en place (remontée des saumons notamment).

       Pour ne pas faire un article trop long, je publierai des photos de quelques barrages et leurs caractéristiques dans un prochain article, et j’y joindrai aussi, une photo de l’usine marémotrice de la Rance.

Jeudi 13 septembre 2018 à 18:08

Energie, nucléaire, économies

Des couches ultra minces transparentes photovoltaïques

        Vous avez pu constater que je m’intéresse beaucoup aux problèmes scientifiques et pratiques du changement climatique et à tous les problèmes d’énergie, que ce soient les
« anciennes énergies » encore utilisées de façon prépondérante, l’énergie nucléaire et la future énergie de fusion, et les « énergies vertes » très à la mode, mais dont certaines sont méconnues.

          Je fais en ce moment de nombreux articles à ce sujet.
          J’ai lu des articles sur de nouveaux types de panneaux photo-voltaïques et cela m’a paru intéressant.

 Je rappelle d’abord certaines caractéristiques du photovoltaïque :

           Une cellule photovoltaïque, (ou solaire), est un composant électronique qui, exposé à la lumière (c’est à dire à des photons), produit de l’électricité grâce à l’effet photovoltaïque. La puissance obtenue est proportionnelle à la puissance lumineuse incidente mais dépend du rendement de la cellule. Celle-ci délivre une tension continue et un courant électrique la traverse dès qu'elle est connectée à un circuit.

           Les cellules photovoltaïques les plus répandues sont constituées de semi-conducteurs, principalement à base de silicium (Si) et le plus souvent se présentent sous forme de petites plaques d’une dizaine de centimètres de coté. On les réunit sous forme de panneaux pour obtenir une source convenable d’électricité.

 Le problème des cellules solaires est quintuple : 

                     - il faut pour produire de l’électricité, qu’il y ait du soleil ou au moins une forte lumière. Il n’y a pas de courant la nuit et il y en a peu par temps couvert. Il faut donc stocker l’énergie correspondante si on veut un usage continu.
                     - leur rendement est faible bien qu’il ait fait de grands progrès : mille watts par mètre carré de panneau. Il faut donc d’énormes surfaces pour obtenir une puissance convenable. (1 km2 pour produire un GW)                  
                    - la tension produite est faible et il faut donc associer de nombreuses cellules pour avoir une tension suffisante.
                    - le courant produit est continu et donc pour le transporter, et éviter une trop grande perte par effet joule, il faut le rendre alternatif grâce à de onduleurs, ce qui diminue encore le rendement.
                          - de plus le rayonnement solaire est intermittent et le rendement purement météorologique est très médiocre (13% en moyenne en France)

                     - le raccordement au réseau est extrêmement couteux.

            Il en résulte que le courant produit est cher. Sans les subventions (qui sont payées par l’Etat et donc les contribuables) le photovoltaïque ne serait pas rentable.

           De plus les fiabilités des panneaux sont très variables, certains panneaux chinois étant d’une qualité catastrophique.

 L’utilisation du photovoltaïque est donc particulière :

           Le transport de l’électricité étant très onéreux, les surfaces nécessaires énormes, et l’obtention de voltages élevés problématique, la création de « centrales photovoltaïques est une aberration.
          Par contre le photovoltaïque est excellent pour alimenter de petits appareillages électroniques isolés et non raccordés au réseau : lampes, montres, appareils de mesure ou de communication, etc.. Mais pour avoir un un usage continu, il faut une batterie tampon.
          Un usage domestique dans des maisons ou dans des locaux industriels est intéressant s’il ne demande pas une forte puissance : chauffage de l’eau chaude sanitaire par exemple, mais pas le chauffage de la maison l’hiver.
          Il est évidemment intéressant dans des pays très ensoleillés et en des lieux isolés où il est difficile d’amener des lignes électriques : dans une îleou dans le désert  et en Afrique, pour tirer l’eau de puits et la purifier.

 Alors quoi de nouveau ?

           Deux industriels français viennent d’inaugurer la production unique au monde de panneaux solaires « souples », constitués de films organiques, sur lesquels on dépose la couche photovoltaïque des quelques nanomètres, composée de cuivre - indium - gallium - sélénium.                   
          Ils ont quelques nanomètres (quelques milliardièmes de mètre c’est à dire quelques millionnièmes de millimètres) d’épaisseur, sont souples et flexibles, transparents et faciles à poser. Ils peuvent même être colorés pour faire des éléments décoratifs.
          C’est utilisable bien sûr sur de petits appareils, mais le plus intéressant c’est de le poser sur des surfaces transparentes, de vitres de fenêtres par exemple.
          Le rendement est moins bon (100 W par m2), mais les surfaces possibles considérablement plus importantes et on peut utiliser ce courant pour de petites actions : ouvrir un store ou un volet roulant, les vitres d’une voiture, l’écran d’un micro-ordinateur, une alarme …

           Le problème est de baisser les coûts.

Samedi 8 septembre 2018 à 8:00

 http://lancien.cowblog.fr/images/Image4/8XO9IDrhKgfcaXqQyaF7WWiPHzA.jpg         Les vacances sont finies et il faut rentrer.  La famille est repartie travailler depuis dix jours; la dernière semaine était réservée au travail : tailler les haies, tout nettoyer et ranger.

          
Table de ping-pong, bateaux, bicyclettes et instruments de jardinage sont rangés dans le garage, de même qu’un peu de bois, pour pouvoir démarrer le feu s’il pleut quand nous reviendrons (après on ira chercher sous le tas dehors !!).
           Ce pauvre garage est bourré à craquer. Même plus la place pour une petite souris. Je l’ai virée dehors, la pauvre !

          La maison a fermé ses volets et va s'endormir pour l'hiver.






          L'été a été beau et chaud, mais ici, la température a été supportable; on n'a jamais dépassé 30 d° etla plpart du temps on avait entre 20 et 25 d°. L'eau était froide, mais on y est habitué (18d° au mieux).
          Pas de pluie et les plantes ont souffert. Les pins perdent beaucoup d'aiguilles sèches et les fleurs fanent vite.
          Mais la bignonne n'a jamais été aussi fleurie et les pétunias dans des bacs sur la terrasse sont magnifiques. Le mimosa malgré un coup de gel a bien repris et fleuri, et les pins u soleil du soir ont des reflets dorés.
          C'est triste de quitter le jardin, mais je retrouverai demain, en région parisienne mon jardin sur le toit. J'espère qu'avec l'arrosage automatique il n'aur pas trop souffert de la chaleur.

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Jeudi 6 septembre 2018 à 17:46

Energie, nucléaire, économies

             Il est difficile de trouver des chiffres comparatifs du coût de production d’électricité, selon les diverses filières de production, car les études qui partent des prix des contrats reposent sur des chiffres très variables, conclus dans des conditions différentes.

            La solution qui semble la plus satisfaisante est  d’essayer d’analyser le coût économique d’investissement, (amortissement), de fonctionnement (exploitation, entretien), et éventuellement d’approvisionnement en combustible.

            Je suis parti d’une analyse faite en 2017, par l’Union des Comités locaux de LYON, (UCIL), très complète et documentée, qui a utilisé cette méthode et dont je recopie les deux schémas ci-après.

           Le premier schéma est un coût de production sans tenir compte du raccordement au réseau. ( il y a deux coût pour le nucléaire l’un pour les centrales actuelles, l’autre pour les centrales de troisième génération à sécurité beaucoup renforcée- par exemple EPR.  Il y a également un poste « éoliennes + STEP - stockge de l’énergie par pompage d’eau)

 

Comparaison des diverses filières de production d'électricité.

            Le coût de l’éolien est élevé, car son taux de disponibilité est faible (20% pour l’éolien terrestre, 40% pour l’éolien maritime), et son coût de maintenance plutôt élevé encore plus pour l’éolien maritime.

           Le coût du photovoltaïque est plus élevé que son coût de rachat par EDF, même si l’on peut extrapoler sur le fait que le coût d’investissement baissera dans l’avenir. En effet, son rendement énergétique reste faible. Son coût élevé provient du fait que le photovoltaïque ne produit qu’une faible partie de sa puissance nominale, compte tenu de la variabilité d’éclairement.
Le coût du solaire devrait baisser, par diminution du coût des panneaux et une amélioration du rendement des cellules.

            Le coût des centrales au fioul est élevé à cause du coût du combustible, même s’il est au plus bas en ce moment.

           Le coût des centrales au gaz est l’un des plus bas, en raison du faible investissement nécessaire et du coût du gaz très bas en 2016.

           Cependant, vu l’épuisement progressif des réserves, les combustibles thermiques (gaz, fioul) ont atteint leur maximum de production et les coûts de production devront fatalement remonter dans un avenir qu’il est difficile de fixer, car soumis à des décisions géopolitiques.

            Le coût de la filière charbon est l’un des plus bas, car le coût actuel du charbon est très faible. Cependant les réserves de charbon restent importantes (120 ans).

            L’appréciation de la filière des centrales utilisant la biomasse est complexe, car les solutions sont diverses. 

           Le coût du nucléaire est en augmentation dans les nouvelles centrales de 3ème génération (genre EPR), plus sûres mais plus complexes, notamment quant au refroidissement et au stockage du combustible (enseignements de Fukushima).

           Le deuxième schéma est un coût de production qui tient compte du raccordement au réseau.

            Il pénalise surtout les énergies éolienne et solaire, intermittentes, mais aussi pour l’éolien avec des sources de production nombreuses et éloignées.

 

Comparaison des diverses filières de production d'électricité.

            En définitive, si elles n’étaient pas soutenues par les Etats (surtout en France), donc par les contribuables, les énergies dites renouvelables intermittentes seraient une mauvaise affaire pour les investisseurs pour le consommateur qui finance en France, le surcoût via une taxe fiscale, la CSPE, fixée à plus de 2 c€/kWh en 2016. 
           
Et, n’en déplaise au écologistes, si ces énergies venaient à fournir une part importante de l’électricité, le bilan en CO2, serait faible, compte tenu de la nécessité de suppléer aux manques dus à leur caractère intermittent, par des centrales au gaz.
           De plus les décisions des gouvernements français successifs ont été pris uniquement sur de coûts de production, sans tenir compte du coût prohibitif de raccordement au réseau.

            La Cour des Comptes française a d’ailleurs critiqué sévèrement lapolitique énergétique (notamment en mars 2018).

           Elle chiffre le soutien public aux énergies renouvelables auquel s’est engagé l’Etat par les contrats signés avant 2017, au bénéfice des producteurs d’électricité d’origine éolienne et photovoltaïque, à 121 milliards, qui seront distribués à un rythme annuel qui va passer par un pic à 7,18 milliards en 2025 : « des charges importantes, durables et mal évaluées ».

           Elle considère qu’il aurait fallu « asseoir la politique énergétique sur des arbitrages rationnels fondés sur la prise en compte du coût complet des différentes technologies ». 

           La Cour des Comptes a calculé que le soutien à l’électricité photovoltaïque, est prohibitif, pour un résultat infime. Les seuls contrats signés avant 2010 pèseront, au total, lorsqu’ils seront arrivés à terme 8,4 milliards d’euros pour les finances publiques,  pour 0,7% de la production d’électricité.

           Ces dépenses publiques massives, prélevées sur les consommateurs via la facture d’électricité par une taxe sur leur consommation d’électricité, auraient du avoir deux objectifs raisonnables et justifiés: d’une part agir pour maîtriser les émissions de gaz à effet de serre, et d’autre part, contribuer à créer des filières industrielles générant de l’emploi sur le territoire national.
           D‘abord, le résultat est climatologiquement très faible, car il cible la production d’électricité au lieu de viser les secteurs les plus émetteurs de gaz à effet de serre, comme le chauffage ou les transports routiers. Comme le système électrique français, dont le socle est constitué du nucléaire et de l’hydro-électricité, est déjà décarboné à près de 95%, il ne peut donc constituer une cible efficace pour l’action climatique.
           Les finances consacrées à la production d’ électricité par le énergies renouvelables est dix fois supérieur à ceux consacrées au chauffage et au transport.
           Quant à la filière industrielle, la Cour montre que aucune industrie française de production n’a été développée et que la plupart des panneaux solaires et des éoliennes ont été achetés à l’étranger, et que l’éolien et le photovoltaïque n’ont créé que des emplois de montage et d’entretien (environ 20 000) et qu’en concentrant la dépense publique sur les énergies renouvelables thermiques (bois, géothermie, réseaux de chaleur, pompes à chaleur), on aurait pu davantage diminuer les émissions à effet de serre, et créer plus d’emplois durables.

            En définitive, la politique menée par les gouvernements successifs en matière d’énergies renouvelables a coûté très cher aux contribuables, sans avoir un effet significatif sur les émissions de gaz à effet de serre, et sans créer ni industrie, ni emplois de façon importante. En fait, son but essentiel était de conserver les voix des écologistes en diminuant la part du nucléaire, alors que cette énergie est moins chère et moins polluante.

Jeudi 30 août 2018 à 17:44

Energie, nucléaire, économies

Produire l'électricité à partir de l'énergie solaire : aspects économiques.

 (la centrale photovoltaïque française de Toul-Rosières)

 

        Après les aspects techniques de l’énergie photovoltaïque, voyons en les aspects économiques

 L’énergie photovoltaïque dans le monde :

          Le photovoltaïque a produit environ 2,14 % de l'électricité mondiale en 2017.
          Le tableau ci-dessous donne par pays ayant fait effort dans le domaine solaire, d’une part la puissance totale installée fin 2017, et d’autre part la quantité totale annuelle d’énergie produite.

Produire l'électricité à partir de l'énergie solaire : aspects économiques.

           La Chine produit 60% des cellules photovoltaïques dans le monde avec sept des plus grandes entreprises. Deux américains et une firme allemande/Corée se partagent une grande partie du marché restant, un certain nombre d’entreprises ayant fait faillite dans les années 2010, notamment allemandes et américaines.
          Le gouvernement français n’a pas su développer une industrie dans ce domaine.  La firme Evasol a fait faillite en 2012 et la firme Voltec-Solar n’a que de très faibles capacités, comparées aux grands producteurs mondiaux. EDF énergies nouvelles n’est pas un fabricant mais finance la construction d’installations.

 L’énergie photovoltaïque en France :

           Le photovoltaïque s’est développé en France à partir de 2000 grâce à des subventions importantes de l’Etat quant au kw acheté (ou excédentaire racheté) et donc payé par le contribuable, mais aucun effort n’a été fait pour developper la production de cellules et de panneaux.
          Il a fourni 9,2 TWh en 2017, soit 1,7 % de la production électrique.
          En termes de puissance installée, la France se situait en 2017 au 8e rang mondial et au 4e rang européen; mais en termes de puissance installée par habitant, elle se trouve reléguée au 15e rang
          Elle était au 7e rang des producteurs européens d'électricité photovoltaïque en 2017 avec 7,6 % de la production européenne, derrière l'Allemagne, l'Italie, le Royaume-Uni.
          Le « facteur de charge » (production réelle due aux interruptions par rapport à une production théorique) est faible : entre 10 et 15 %.
          Le graphique ci-dessous montre que les 3/4 des installations sont de petites installations individuelles de moins de 3 kW, mais qui ne représentent que 10% de l’énergie. Les centrales de puissance supérieure à 250 kW sont peu nombreuses mais représentent la moitié de l’énergie totale installée.

Produire l'électricité à partir de l'énergie solaire : aspects économiques.

           La liste des centrales photovoltaïques françaises est donnée dans le tableau ci-dessous :

Produire l'électricité à partir de l'énergie solaire : aspects économiques.

            Le développement du solaire individuel  a été encouragé par un système de soutien aux énergies renouvelables sous la forme de l'obligation d'achat de ces énergies par les fournisseurs d'électricité à un tarif réglementé (institué par la loi no 2000-108 du 10 février 2000) ; le surcoût de ce tarif réglementé par rapport au prix de marché est remboursé au fournisseur d'électricité grâce à une taxe sur les factures d'électricité dénommée contribution au service public de l’électricité (donc payée par le consommateur).
            Le coût de ce système ayant été fortement critiqué par les autorités de contrôle financier et l’Europe ayant essayé d’harmoniser les aides, plusieurs modifications de ces tarifs ont eu lieu, à la baisse, mais par contre l’Etat a lancé de nombreux appels d’offres, non seulement pour des installations importantes, mais aussi pour des installations moyennes  sue des bâtiments.
            A titre d’exemple voici les tarifs d’achat consentis en  2014, extrêmement avantageux par rapport au prix du marché (et donc payés par le consommateur). Ils ont baissé actuellement d’environ 10 % (source : Eurostat81):  
                        
- ménages (2500 à 5 000 kWh) : 16,71 c€/kWh TTC 

                        - professionnels (< 20 MWh) : 16,42 c€/kWh TTC;
                        - petits industriels ( 20 à 500 MWh) : 13,63 c€/kWh TTC;
                        prix de gros sur le marché : 4 à 5 c€/kWh (fourchette années 2010-2013).
            Une loi en préparation devrait instituer une prime à l’investissement, mais une réduction du tarif de rachat de l’électricité en surplus à 6 c€ le kWh.
            Compte tenu de ces mesures, le prix de production de l’énergie photovoltaïque serait du même niveau que celui de la fourniture EDF ou autre, de l’ordre de 15c€ compte tenu des multiples taxes, mais le retours d’investissement restent de l’ordre de dix ans..

Les coûts de cette énergie :

             Il faut distinguer le coût des investissements et celui du kWh.
            
L’ADEME, en 2012, donnait les coûts approximatifs suivants des investissements : - 2,2 à 3,5 €/W pour des systèmes de puissance nominale inférieure à 3 kW, mais des frais d’intégration aux structures du bâtiment peuvent augmenter ce coût.

                        - 1,5 à 4 €/W pour un système en toiture inclinée ou terrasse de puissance supérieure à 36 kW ;
                        - 1,8 à 3,2 €/W pour une centrale au sol de puissance supérieure à 1 MW.
 Ces coûts ont baissé du fait de la diminution du prix des panneaux solaires. 

            Le coût du kWh est assez variable, car il dépend du montant de l’investissement, de la durée de l’amortissement (en fonction de la longévité des matériels) et du rendement climatique fonction de l’ensoleillement.
            Wikipédia donne des indications qu’on peut résumer ainsi :
                         - pour une installation domestique, un prix de revient selon la quantité produite (donc de l’ensoleillement) compris entre 13 et 24 c€ le kWh.
                        - pour des centrales anciennes le prix du MWh en France était de l’ordre de  380 €/MWh en 2014
            Mais la baisse des coûts des panneaux solaires entraine une baisse de ces coûts dans des pays ensoleillés : 100 €/MWh et 66 €/MWh dans le sud du pays, en France, 80 €/MWh en Afrique ou en Inde, voire 40 €/MWh au Chili et 48 €/MWh à Dubai. Un projet dans le Emirats Arabes Unis aurait été proposé à 30 €/MWh pour une centrale de 800 MW. On peut se demander si ces deux derniers cas ne sont pas du dumping.

             Bref il est difficile d’évaluer le coût économique du solaire, car les chiffres du marché sont très variables, les conditions des contrats et les lieux d’exploitation étant très différents.
            Par ailleurs ces coûts sont estimés sans celui du raccordement au réseau, ni, dans le cas d’une augmentation sensible de cette filière, celui du complément en centrales à gaz nécessaires du fait de l’intermittence de cette production.
            D'autre part le gain en production de CO2, si on tient compte de la fabrication des éléments et surtout de celui produit par les centrales à gaz complémentaires, et finalement assez faible.

            En définitive, compte tenu du faible rendement des cellules solaires et de la présence intermittente du soleil, qui intervient en milieu de la journée, au moment où l’on a le moins besoin d’électricité, le solaire reste une énergie chère et finalement peu efficace au plan écologique

  Dans un prochain article, j’essaierai de voir ce que l’on trouve en matière de comparaison des diverses filières de production d’électricité, et par ailleurs ce que la Cour des Comptes a écrit sur la politique énergétique française.

Vendredi 24 août 2018 à 17:41

Energie, nucléaire, économies

             J'ai fait il y a plusieurs années des articles sur les diverses sortes d'énergie et la production d'électricité par diverses filières.
             Depuis cette époque il y a eu forcément des progrès techniques et je voudrais revenir sur ces notions, notamment sur les énergies dites "renouvelables" , mot qui ne signifie pas grand chose (l’énergie nucléaire d’un surgénérateur utilisant du Thorium est tout autant renouvelable, les cellules solaires ont une durée de vie limitée et il faut par ailleurs de l’énergie pour fabriquer les panneaux solaires), mais je les appellerai « intermittentes », car il n’y a pas d’énergie s’il n’y a pas de vent ou de soleil.

             Après les éoliennes ou hydroliennes, j’examinerai le solaire, aujourd'hui l'aspect technique et dans huit jours, l'aspect économique.

             Actuellement le solaire consiste essentiellement à utiliser des matériaux qui transforment les photons émis par le soleil en électrons que l’on collecte sous forme d’un courant électrique : c’est l’énergie photovoltaïque.

            Le problème des cellules photovoltaïques est quintuple : leur rendement est très faible, elles produisent un courant continu, de faible voltage (environ 0,5 V), et elles sont relativement chères (et certaines peu fiables). De plus si l’on veut des puissances importantes, cela mobilise des surfaces très importantes et enfin le soleil n’est pas présent de façon homogène, en fonction de l’heure et de la météorologie, et évidemment absent la nuit et l’exposition solaire est difficilement prévisible.

 
Produire l'électricité à partir de l'énergie solaire : aspects techniques.    
Les cellules photovoltaïques peuvent être vues comme un empilement de matériaux :

              la couche active constituée d’un premier matériau accepteur d’électrons et d’un second matériau donneur d’électrons.
              les contacts métalliques avant et arrière,constituant les électrodes positive et négative qui collectent le courant généré ;
              des couches supplémentaires comme un anti-reflet ou une couche plus fortement dopée permettant d’améliorer les performances de la cellule : meilleure absorption de la lumière, meilleure diffusion des porteurs de charges dans le matériau....

             C’est le matériau absorbeur qui diffère selon les cellules.
            Les premières cellules photovoltaïques monocristallines étaient d’un coût prohibitif. Elles ont été replacées par des cellules polycristallines moins chères et d’une durée de vie importante (une trentaine d’années). Leur rendement est de l’ordre de 15 à 20 %
            On voit apparaître des cellules souples, constituées de silicium amorphe sur des supports plastiques (je ferai un article à ce sujet). 
            Mais le rendement, déjà peu élevé, est de l’ordre de 3 à 7%. Le prix, au début assez élevé, baisse considérablement et devrait donc rendre compétitif, à surface égale,  les panneaux constitués de ces modules.
            Des matériaux autres que le silicium sont utilisés : Tellure de Cadmium, , Arséniure de Gallium, Cuivre/indium/sélénium….
            Outre le rendement faible des cellules, il faut tenir compte du rendement d’émission solaire, due à la variabilité de l’atmosphère et à la nuit. (puissance réelle produite/ puissance théorique nominale homogène sur 24h) Les rendements moyens sont de 13% en France, 11% en Allemagne et 21% en Espagne. Ils sont très variable d’un mois sur l’autre et d’une année sur l’autre. De ce fait, 1 GW nucléaire produit en moyenne 7 à 8 TWh/an, contre 1,2 TWh/an pour 1 GW photovoltaïque.

             L’énergie photovoltaÏque est très bien adaptée à l’alimentation de petits appareils électroniques, qui ne demandent qu’une puissance faible et disposent d’un batterie que la cellule photoélectrique recharge. Cela a d’ailleurs été sa première utilisation.

            Elle peut être considérée comme intéressante pour un emploi local dans des maisons individuelles, bien qu’actuellement la limitation en surface de panneaux ne permet pas de disposer de plus de 3kW et que d’autre part elle ne permet pas le chauffage et à l’éclairage, la nuit, sauf batteries importantes de stockage. Elle sert surtout au chauffage de l’eau sanitaire et à l’alimentation de machines utilisées le jour.
            Elle est actuellement d’un coût déjà élevé, bien qu'on n'ait pas besoin de la transporter puisque produite sur place.

             Par contre les centrales solaires photovoltaïque sont à mon avis d’un intérêt limité.
            Pour pouvoir transporter l’énergie sans pertes prohibitives, il faut transformer le courant continu en alternatif au moyen d’onduleurs, puis élever la tension, ce qui rajoute un rendement négatif supplémentaire important, avant l’injection dans le réseau, et un coût prohibitif de raccordement au réseau de distribution. D’autre part la discontinuité de l’ensoleillement rend le stockage nécessaire. C’est donc une énergie très chère. 
            Les surfaces nécessaire sont prohibitives. Si l’on voulait assurer la production mondiale d’électricité il faudrait 100 000 km2, soit la surface de l’Irlande.
            Des centrales flottantes sur la mer sont développées au Japon.

Produire l'électricité à partir de l'énergie solaire : aspects techniques.

             La centrale française EDF près de Nancy, comporte 1,4 millions de panneaux solaires de 120 X 60 cm, avec une puissance théorique de 125 Mw, couvre 367 ha et fonctionne depuis 2012. Les modules sont fabriqués par la firme américaine First Solar et utilisent le tellure de Cadmium. Elle a coûté 430 M€.

             Une autre utilisation possible de l’énergie solaire n’est malheureusement pas très répandue et serait probablement plus rentable au plan de centrales : les installations thermodynamiques.

            Les premières étaient de petites installations mobiles destinées à un emploi particulier. On recevait les rayons solaires sur un miroir parabolique qui concentrait l’énergie sur un récepteur (figure de gauche ci-dessous) ou bien sur des miroirs cylindro-paraboliques qui concentraient l’énergie sur des tuyauteries contenant un fluide à réchauffer (figure de droite ci-dessous). Le but n’était pas forcément de produire de l’électricité mais de chauffer une installation.

Produire l'électricité à partir de l'énergie solaire : aspects techniques.Produire l'électricité à partir de l'énergie solaire : aspects techniques.

 

           De telles installations ont été expérimentées en France à Odeillo, dans les années 80, par des services de l’Etat, mais les pouvoirs publics ne s’y sont jamais intéressé.

            Des installations à l’échelle de centrales peuvent en être déduites selon les deux schémas ci-dessous. Dans la première une multitude de petits miroirs paraboliques placés en cercle autour d’une tour, concentrent l’énergie solaire sur un récepteur dans lequel circule un fluide caloporteur. Dans la seconde les miroirs sont linéaires, ainsi que le récepteur.

Produire l'électricité à partir de l'énergie solaire : aspects techniques.Produire l'électricité à partir de l'énergie solaire : aspects techniques.

 

 

 

 

 

 

 

 

 


             
Le fluide caloporteur peut être de l’eau transformée en vapeur qui alimente ensuite des turbines classiques qui produisent l’électricité. Il peut être aussi constitué de sels fondus qui transforment l’eau en vapeur dans un échangeur. L’avantage des sels fondus est leur température (environ 650 d°), ce qui permet de continuer à produire de la vapeur pendant une certaine durée, alors que l’intensité de l’ensoleillement à disparu.

            Une grande centrale de ce type existe en Espagne, Gemasolar, près de Séville, constituée de 2500 héliostats qui concentrent la chaleur solaire sur un récepteur dans la tour, contenant des sels fondus, ce qui les chauffe à 900 degrés et permet de produire de l'électricité pendant 15 heures sans ensoleillement.Elle produit trois fois plus d'énergie qu'une centrale photovoltaïque de même puissance. D'une puissance de 20 MW, elle produit110 GWh/an, et alimente en électricité 25 000 foyers en Andalousie. Elle a coûté 710 millions d'euros.
Seul inconvénient : elle couvre 187 hectares.

 

Produire l'électricité à partir de l'énergie solaire : aspects techniques. 

 

 

 

 

 

 

 

 

            Dans le prochain article, je parlerai des aspects économiques de l’énergie solaire photoélectrique.

Jeudi 16 août 2018 à 9:43

Energie, nucléaire, économies

      Suite à mon article sur les hydroliennes, on m'a demandé de mettre à jour mon article de 2014 sur les éoliennes aériennes terrestres et maritime, ce que je vais donc essayer de faire.
http://lancien.cowblog.fr/images/bUWTaRWtK1BS1ZWSb1plA8lsri4500x550.png     Ce secteur a peu à peu pris de l’importance en France, soutenu par les commandes et les crédits de l’Etat (c’est à dire l’argent des contribuables). Mais c’est normal de soutenir une nouvelle technique, qui n’est pas rentable au début et qui ne le devient que lorsque les appareillages sont construits en série importante, et que leur coût baisse, ainsi que celui de l’électricité produite;
    Mais ce qui est catastrophique et qui montre l’inconscience des gouvernements successifs, c’est qu’on a peu développé d’industrie des éoliennes en France et que 95% des éoliennes terrestre sont fabriquées à l’étrange, notamment en Allemagne et en Suède. L’industrie française se développe cependant pour les éoliennes en mer.
    Cette aide de l’Etat est d’une part sous forme de commandes, notamment pour les parcs d’éoliennes en mer, et d’autre part parce que l’électricité produite par les parcs éoliens bénéficie d'un tarif d'achat garanti (par EDF, entreprise nationale) très supérieur au prix de marché. Pour l’éolien terrestre, cette garantie est de 82 € par MWh pendant 10 ans, puis entre 28 € et 82 € pendant 5 ans selon les sites. Pour l’éolien offshore, le tarif d'achat est fixé à 130 € par MWh pendant 10 ans, puis entre 30 € et 130 € selon les sites. Ce soutien à la filière éolienne est répercuté sur la facture des consommateurs. (Le coût de l’électricité nucléaire est de l’ordre de 60 € le MWh et la facturation au consommateur, compte tenu des subventions et taxes est compris entre 130 et 150 €/MWh).
    Dans ces conditions, la construction d’éoliennes peut être une bonne affaire financière pour les investisseurs et est malheureusement peu bénéfique au plan industriel.

    Le parc éolien français a fourni, fin 2017, (13 760 Mw) environ 4,5 % de l’électricité du pays, ( soit 24 000 GWh), et la puissance installée mettait la France au 4ème rang européen, (derrière l’Allemagne, le Royaume-Uni et l’Espagne, et au 7ème rang mondial.
    Les projets d’ajout  étaient fin 2017 de 11 500 MW.
    L’installation et l’entretien de ces éoliennes représente environ 16 000 emplois.
    La puissance d’une éolienne selon les modèles va de 1 à 8 Mw.


http://lancien.cowblog.fr/images/ClimatEnergie2/images-copie-2.jpg
    Une éolienne terrestre est constituée des parties suivantes :
    •    un mât cylindrique en acier, d’une hauteur pouvant dépasser 100 mètres. À son pied est implanté le transformateur assurant l’interconnexion de l’électricité produite par l’éolienne avec les réseaux de transport et de distribution ; la mise en place du mat, qui pèse entre 1000 et 3000 tonnes demandeplusieurs mêtre de profondeur d’ancrage en béton..
    •    un rotor dont l’axe entraîne les trois pales d’une hélice en matériau composite pouvant atteindre jusqu’à près de 75 m de rayon). Sa vitesse de rotation est généralement limitée à 30 à 40 tours/min pour minimiser bruits et vibrations, dans une plage de vent comprise entre 10 et 90 km/h ;
    •    une nacelle orientable implantée en haut du mât. Elle contient : les dispositifs mécaniques et électroniques d’orientation et de contrôle du rotor (vitesse et  incidence des pales) ;
    •    la génératrice dynamo transformant en électricité la rotation puissante mais fluctuante et lente du rotor. Cette génératrice est généralement de type classique, tournant à une vitesse constante élevée (1 500 tours/min)et qui doit être couplée au rotor par un multiplicateur mécanique à engrenage.

    L’inconvénient majeur des éoliennes est que le vent n’est pas constant : Les éoliennes fonctionnent environ 80 % du temps mais avec une puissance très variable (puissance réelle située entre 0 et 100 %). En fait le rendement global (puissance fournie/puissance installée) est légèrement variable et, sur un an, légèrement supérieur à 20%.
    L’électricité ne se stocke pas la production instantanée doit toujours répondre à la demande qui varie de façon importante selon les périodes de la journée et selon les saisons. Les pays qui ont une importante production d’électricité éolienne en l’absence de vent mettent en marche des centrales thermiques à charbon ou à gaz qui produisent du CO2. De ce fait l’éolien n’est pas très efficace au plan du changement climatique.

  http://lancien.cowblog.fr/images/ClimatEnergie2/Unknown-copie-3.jpg 
    Le domaine des éoliennes en mer s’est développé depuis 2006 ; en 2012, l’Etat a lancé un appel d’offres pour une centaine d’éoliennes en mer, de 5 à 6 mégawatts, réparties en cinq zones, pour un montant de l’ordre de 10 milliards. Un deuxième appel d’offres a concerné une puissance totale de 1000 MW pour 3,5 milliards. Un troisième appel d’offres en 2016 pour 6 milliards.
    Diverses sociétés françaises (EDF, AREVA…) associées à des sociétés étrangères ont remporté ces commandes, mais une longue discussion de renégociation des prix de l’électricité a eu lieu, car trop élevés par rapport aux autres prix européens.
L’implantation d’éoliennes suscite de nombreuses oppositions : esthétique et bruit à terre, pécheurs en mer, voire problèmes avec les militaires.
    Une partie des litiges ont été réglés et les autorisations de construction accordées, mais aune installation n’est encore faite.
    Diverses études d’éoliennes flottantes ont été lancées et d’installation de « fermes pilotes» en Bretagne et en Méditerranée. (8 éoliennes de 6 Mw et 3 éoliennes de 8 MW.
    L’avantage de l’éolien en mer est la fréquence beaucoup plus importante du vent (presque le double de production par rapport à l’éolien terrestre), mais le coût de l’investissement est beaucoup plus élevé.
    L’avantage des éoliennes flottantes est de pouvoir être construites sur terre et de pouvoir être implantées ensuite à des endroits où la profondeur du fonds ne permet pas l’implantation d’éoliennes fixes.
    L’éolien en mer français reste très cher (200€/MWh) alors qu’aux Pays Bas, le coût est inférieur à 100€/MWh et des coûts inférieurs en Allemagne et si des sociétés françaises sont tributaires des investissements correspondants, la fabrication des matériels reste principalement faite par des étrangers (Allemagne, USA, Suède..)…

http://lancien.cowblog.fr/images/ClimatEnergie2/rf8VTnZo6q6NSsufCr8bYbHNlU500x333.jpg
    En définitive, les gouvernements successifs ont voulu faire un effort en matière d’éolien, ce qui est une bonne chose, mais ont mené une politique catastrophique, s’engageant à garantir des prix très excessifs du MWh produit, ce qui attirait les investisseurs français et étranger, intéressés par une affaire financière très bénéfique, mais ne faisant aucun effort pour développer des études et une production industrielle française des éoliennes et de leurs composants; ce sont donc des sociétés étrangères qui fabriquent les éoliennes françaises.
    Les aides de l’Etat auraient été justifiées si elles avaient développé l’industrie, française génératrice d’emplois, mais elles n’ont servi principalement qu’à enrichir les financiers.

Dimanche 12 août 2018 à 16:35

Energie, nucléaire, économies

     J'avais fait en juin 2014 un article sur les hydroliennes, mais un fait nouveau vient de se produire et cela m'amène donc à examiner à nouveau ce problème

     La production de l’énergie produite par les courants en milieu marin, est suffisamment importante pour être traitée de façon spécifique.
    Comme l'éolien, l'énergie des courants de marée est intermittente avec des variations d'intensité liées au cycle de la marée (le courant est faible quand la mer est étale, soit quatre fois par 24 heures) et de son coefficient. Mais cette force du courant n'est pas dépendante de la météo mais de la lune : on peut donc faire des prévisions des années à l'avance et estimer avec précision la production d’électricité.
    C'est un domaine qui paraît prometteur puisque l'on estimait que, pour s'en tenir aux seules hydroliennes, la puissance installée dans le monde serait de l'ordre de 2-3 gigawatts en 2020 et entre 20 et 30 gigawatts en 2030.
    Pour notre seul pays, le potentiel d'exploitation était estimé à 2,5 gigawatts (c'est le second en Europe, après celui des îles Britanniques), correspondant à un chiffre d'affaires de 2,5 milliards d'euros en 2020 et de 10 milliards d'euros en 2030.
    Le développement de ces technologies était prévu en trois étapes avec des enjeux différents. 
    Le premier enjeu est d'ordre purement technologique, pour faire des démonstrations à l'échelle unitaire. Il est actuellement réalisé dans la firme française DCNS, devenue Naval-Groupen 2017, et ses filiales.
    Le deuxième enjeu est industriel, celui de la ferme pilote, pour faire marcher plusieurs machines ensemble avec un coût de l'énergie pertinent et un développement commercial. 

    Naval-Group voulaitt faire de Cherbourg, où le groupe naval construit des sous-marins, son site de fabrication d'hydroliennes. Situé à quelques encablures du Raz Blanchard, c'est l'un des plus gros gisements mondiaux de courants de marée.
    Il s’agirait, à terme, de produire à Cherbourg 100 hydroliennes par an, (donc une tous les deux jours) une machine de la taille d'un immeuble de 7 étages.
    Cherbourg est un établissement où sont produits depuis plus de cent ans, les sous-marins et il est donc habitué aux études de grosse mécanique, de moteurs et de production de courants électriques.
    Le projet serait de construire un millier d’hydroliennes de 2,5 MW, dans le Raz Blanchard, soit au total 2,5 GW (2,5 Gw est équivalent à 1,5 centrale nucléaire).
    Situé entre La Hague et l'île anglo-normande d'Aurigny (Alderney pour les Anglais), ce passage d'une quinzaine de kilomètres est l'un des sites côtiers français où les courants de marées sont les plus forts, et le "troisième gisement mondial", après la baie de Fundy à l'est du Canada et un site au nord de l'Ecosse. 
    L'autre atout de ce site est sa proximité avec la centrale nucléaire de Flamanville : les hydroliennes pourront en effet être "branchées" sur le réseau électrique de la centrale, moyennant sa "mise à niveau" par EdF pour le rendre capable de recevoir l'énergie supplémentaire.

  La filiale Openhydro achetée par  DCNS a mis au point une turbine sous-marine, à axe horizontal avec génératrice périphérique à aimants permanents, complètement intégrée dans la carène qui supporte l’hélice. La machine est fixée sur un tripode métallique par 30 mètres de fond. L’arrimage au sol est en effet un problème difficile. La hauteur totale est de 21 mètres au dessus du fond et le poids de la machine est d’environ 700 tonnes.
    La turbine fait 16 mètres de diamètre. Son centre ouvert laisse un passage à la faune marine. La turbine est réversible, pour s’adapter au changement de sens du courant.
    La roue, constituée de pales fixes et bi-directionnelles, est en fibre de verre et présente la particularité d'être évidée en son centre, permettant ainsi le passage des poissons et mammifères marins dans un un orifice de 3 mètres de diamètre. Le maintien et le guidage de l'ensemble roue / rotor dans son logement sont assurés par des paliers pour les faibles vitesses puis par la création d'un film d'eau à vitesse nominale.
    Openhydro a déjà réalisé en 2011 une turbine expérimentale pilote pour l’EDF, de 0.5 MW, à Paimpol-Bréhat, qui fonctionne depuis 2011. Deux nouvelles turbines de 16mètres de 2,5 Mw ont été testées, raccordées au réseau, pour pouvoir démontrer la fiabilité à long terme d’une technologie totalement innovante en situation réelle. Cette phase pilote devait permettre le déploiement à partir de 2016 de fermes pré-commerciales et le développement d’une filière industrielle de l’hydrolien en France.

Le scandale ds hydroliennes françaises


     Openhydro a expérimenté depuis 2011une ferme expérimentale au large de Paimpol. Les essais ont été terminés en novembre 2017; (voir photo ci-dessous). La plusgrande difficultérencontrée est un problème de corrosion.

Le scandale ds hydroliennes françaises

    Openhydro a également été sélectionnée par le Ministère de l’Energie de Nouvelle-Ecosse, au Canada, pour la réalisation d’une ferme pilote d’hydroliennes sur le site expérimental du Centre de recherche FORCE (Fundy Ocean Research Centre for Energy).
    Cette expérimentation en Baie de Fundy doit permettre de valider la technologie utilisée afin de lancer la phase industrielle du projet dans le Raz-Blanchard, au large de Cherbourg,  Ce parc prévoit l'immersion à une trentaine de mètres de profondeur de sept hydroliennes de 16 mètres de diamètres. Implanté à 3,5 kilomètres de Goury, ce parc doit occuper une surface de 28 hectares. Estimé à environ 112 millions d'euros, dont environ 50 millions d'euros de subventions, ce parc doit avoir une puissance de 14 MW soit l'équivalent de la consommation électrique annuelle de 10 000 à 13 000 personnes.
     Une première hydrolienne a été immergée en 2016 dans la baie de Lundy. Cette immense turbine de 1 000 tonnes et 16 mètres de diamètres doit produire  2 mégawatts. Elle a été connectée avec succès en 2018 au réseau électrique.
    La réalisation de telles installations est complexe, car à coté des matériels eux mêmes, il faut faire de nombreuses études d’interférence avec le courant pour optimiser le rendement des machines.

     Devant ces résultats positifs, Openhydro a construit la première usine d’assemblage d’hydroliennes au monde qui a été inaugurée jeudi 14 juin 2018 à Cherbourg. Un site de 5500 m² implanté sur un terrain de 5 ha et disposant d’un accès direct aux quais du port,
    Dimensionné pour une production de 25 machines par an, le site peut accueillir en parallèle jusqu’à 8 hydroliennes de 16 mètres de diamètre et de 300 tonnes chacune à différents stades d’assemblage. Il devait procéder à l'assemblage deux hydroliennes commandées par le Japon et le Canada ainsi que les 7 hydroliennes destinées au projet Normandie Hydro, qui prévoit, au profit d'EDF, la réalisation sur le site du Raz Blanchard, zone géographique bénéficie des courants de marées parmi les plus importants au monde, de 7 hydroliennes de 2MW chacune.

   Chose inconcevable, un mois après cette inauguration, la construction des hydroliennes n'est plus financée et Openhydro est mise en liquidation, et l'usine sera utilisée à d'autres fins. Alors que la Commission européenne avait donné son accord pour que la ferme pilote "Normandie Hydro" puisse bénéficier des subventions de l'Etat français, celui-ci ne veut plus accorder de subvention et Naval-Group, ne pouvant supporter seule les coûts correspondants, arrête ces efforts dans ce domaine (c'est en fait une décision de l'Etat, qui détient 60% du capital de Naval-Group).
    Le motif invoqué est que le coût du MWh est trop élevé et que de ce fait les perspectives de construction d'un nombre suffisant d'hydroliennes ne sont pas suffisantes.
    C'est une décision scandaleuse, que dénonce d'ailleurs Hervé Morin, le président de Région. Ce n'est pas parce que le ministère du budget et parce que les technocrates qui ont la main sur le pays aujourd'hui, expliquent que cela coûte trop cher dans un premier temps, qu'on doit renoncer à une filière industrielle qui a un potentiel gigantesque à l'horizon de dix ans.
    En effet les hydroliennes pouvaient peu à peu baisser de coût et de plus petites hydoliennes installées dans le lit de fleuves et rivières, ce qui permettrait de fournir en électricité de nombreuses villes.
    C'est une décision irresponsable de ne pas le soutenir, alors que la France possédait une avance technique certaine et un atout industriel dans ce domaine. Cela ressemble à la décision catastrophique d'avoir arrêté, en juin 1997 le réacteur surgénérateur SuperPhénix, qui a ruiné toute notre avance de dix ans en matière de réacteur de quatrième génération.
   Et cela d'autant plus que le gouvernement a consenti sur les éoliennes terrestres des coûts anormaux du MWh, qui ne profitent qu'à des financiers et des constructeurs étrangers, sans avoir développé d'industrie française dans ce domaine.
  Une formation technique serait nécessaire à l'ENA, qui est le berceau de nos politiques de nos dirigeants, qui ne sont capables que de penser finances à court terme, et de favoriser ceux qui veulent gagner beaucoup d'argent, mais sont incapables de construire un avenir technique industriel en France.
  

 

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