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Advanced adiabatic compressed air energy storage (AA-CAES)

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Évaluation du potentiel économique de l'air comprimé

Le projet AA-CAES, financé par la Communauté européenne, s'est penché sur les possibilités d'amélioration de la technologie de l'air comprimé pour soutenir la production électrique éolienne. Il a également lancé des études de faisabilité financière pour ces technologies hybrides en développant des modèles d'évaluation de leur potentiel.

Énergie

L'utilisation de l'air comprimé comme source d'énergie fonctionne sur le principe suivant; l'air peut être comprimé dans de larges cavités poreuses et stocké à des pressions pouvant atteindre 100 bars ou plus. Quand il s'échappe vers la surface, l'air comprimé est chauffé et l'énergie accumulée est transmise au générateur électrique grâce à une turbine. Malheureusement, aucune des deux usines construites dans le monde n'a pu obtenir une efficacité de conversion énergétique supérieure à 55%. Toutefois, de nouvelles initiatives de recherche ont tenté d'exploiter l'énergie éolienne afin de charger l'air grâce à des compresseurs électriques. Dans les centrales conventionnelles de stockage de l'énergie sous forme d'air comprimé, de grandes quantités d'énergie mécanique générée par les turbines sont utilisées pour faire fonctionner les compresseurs. Le mariage des deux technologies peut sembler improbable de premier abord, mais a cependant une certaine logique. En effet, les éoliennes seules ne peuvent être considérées comme une source énergétique stable, étant trop dépendantes du vent et des conditions météorologiques. Cependant, des recherches plus poussées ont dû être menées dans de nombreux domaines afin de concilier les deux technologies. Les chercheurs ont dû prendre en considération des dispositifs de stockage de chaleur appropriés et le développement de modèles industriels économiques répondant aux normes de sécurité. Le développement de turbines réagissant rapidement à une pression glissante a également été étudié. Les partenaires du projet de l'université de Cologne (Allemagne) ont travaillé sur le développement de modèles économiques détaillés pour le stockage de masse de l'énergie électrique sur les marchés européens. Ces recherches ont permis le développement de trois modèles économiques spécifiques au projet mais qui restent pertinents pour tout système de production énergétique mixte et donc applicables pour l'ensemble du marché énergétique. Le premier modèle, GEMS, est basé sur le principe d'investissement et de distribution du réseau électrique allemand. Ce modèle calcule la façon dont les coûts de production énergétique peuvent être réduits tant dans une optique d'investissement à long terme que pour les opérations de fonctionnement à court terme. L'adaptation du modèle GEMS au marché néerlandais a donné naissance au modèle GEMS-CHP. Dans ce cas, le modèle intègre la génération de chaleur et d'électricité mais ne tient pas compte des unités de production électrique à partir de lignite ni des centrales à accumulation par pompage. Le troisième modèle, DIMEX, est un modèle d'optimisation linéaire prenant en compte les contraintes techniques et économiques pour déterminer les paramètres optimaux de distribution de l'unité industrielle et les recettes ainsi générées.

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