Paradoxe du marché de l’electricité europeen

Le marché europeen de l’electricité a pour ambition de develloper massivement les ENR mais une contradiction essentielle apparait lorsque le fossile est utilisé pour implementer le backup des ENR intermitantes.
Je vai tenter ici de mettre en evidence le disfonctionnement structurel du marché europeen pour entrevoir une future evolution possible, plus naturelle d’un marché libre et equilibré pour l’ensemble des acteurs energetiques.

Comme le rapelle l’image cidessous, la réalité physique des ENR, revèle une forte variabilité des flux.

On utilise alors une forme de stockage pour repondre à la demande variable face à une production elle meme variable.
le gaz naturel est la forme principale de stockage electrique aujourdhui utilisée pour repondre à l’intermitance des ENR puisque son pouvoir d’emission CO2 est relativement faible et une pilotabilité performante.
Aujourdhui le prix de l’extration fossile, du transport et de la convertion du methane vers electricité est compris dans le prix de marché, nous verrons qu’il manque le cout de sa synthese naturelle en geologie profonde.

Pour s’echauffer, imaginons le cas tres simplifié de la regeneration de ce stock necessaire de gaz, à cout technique nul, sans besoin de machine couteuse, des extraterrestres nous ont apporté une technologie magique qui converti l’electricité ENR en gaz naturel pour plus tard, pour qu’ils puissent s’accaparer notre terre avant qu’on la detruise :)

La machine extraterrestre genere t-elle un pognon de dingue? Que se passerai t-il concretement sur le marché energetique actuel?
Le gaz produit serai vendu au prix de marché du moment cad à prix faible puisque ENR en surproduction et qu’on dispose d’un procedé magique de conversion.
Rien n’empeche ce gaz vendu d’etre acheté, stocké et utilisé par un client au même instant, au même titre que le même gaz fossile dans le même tuyau de distribution.
Un consommateur de gaz regulier aura même tout interet à remplir son stock avec du gaz ENR, bas prix, avec une empreinte carbone faible.
Mais alors il est ou le probleme?
Dans le marché actuel on distingue aisement que le prix du gaz ENR ne refletera pas la rareté temporelle de sa source de production ENR, et si on en stock d’avance c’est justement qu’il est rare au moment ou son utilisation est necessaire, notament en hiver pour refaire de l’electricité quand les ENR sont physiquement defaillantes.

Evidement on peut tout rejeter en bloc et dire que le gaz naturel c’est pas si cher et que c’est pas un probleme d’avoir une surcapacité l’été et un deficit l’hiver avec une consequence sur les prix et accepter que le mix energetique ENR ne pourra pas resoudre les besoins d’hiver.
A une echelle globale du systeme electrique, les calculs ne sont pas bons!

Pour proposer une alternative, je vais revenir sur un concept fondamental qui commence à emerger chez les particuliers qui pratique l’auto consommation avec injection réseau : La batterie virtuelle distribuée! Il consiste alors à autoconsommer le plus possible sa production ENR et injecter le minimum sur le reseau avec un deal commercial que l’on pourra recuperer plus tard ce qu’on a injecté, tres incitateur à comprendre les ENR et ses lacunes, à modifier ses habitudes, bref que du bon!

Revenons donc à nos extraterrestres, à notre machinerie magique qui permet de convertir les surplus ENR en gaz naturel et voyons comment un statut d’operateur marché de type “ batterie virtuelle” permet de tenir compte de cette valorisation meteorologiqument variable du gaz dans un contexte d’intermitance ENR :

- Il permet d’integrer un cout de la technologie de convertion power2gaz dans le prix du gaz revendu et donc de rendre valorisable le stockage journalier et saisonnier. Finalement le vecteur de transport et de stockage est le gaz mais sa finalité est electrique exclusivement, ce qui permet une separation de valorisation par rapport au marché gaz fossile qui n’a pas besoin d’integrer le cout energetique primaire de la synthese naturelle du gaz nat ni son methanisateur “naturel” en couche geologique. La valeur du gaz ENR est donc via ce marché, directement inversement proportionnel au prix des ENR, donc à valorisation importante en hiver et faible en été. Un delta de valorisation été/hiver peut enfin être profitable.

- Grace à son analogie à une batterie réelle, ce statut d’operateur oblige un équilibre energetique entre ce qui rentre et ce qui sort, en effet une batterie stocke de l’energie mais n’en produit pas et c’est le detail important pour qu’economiquement via des certificats de productions, on ne puisse pas injecter du gaz fossile sans l’avoir produit au prealable avec des ENR!
Il permet de lier contractuelment des sources ENR avec des clients pilotés en effacement electrique notament via la technologie H2 turquoise pour les industries qui peuvent continuer leur activité grace à leur petit stockage H2 local sur site.
Il ya donc un double effet kisscool sur le stockage journalier, typiquement les variations eolien et solaire, en tappant dans de la reserve saisonniere ENR CH4 pour produire H2 en industrie qui demandera de l’electricté à cette etape (20% du flux energetique, 100% pilotable!)
Grace à du stockage saisonier on evite du stockage journalier par l’utilisation de l’effacement!

En fait le marche électrique actuel est déquilibré car il ne valorise pas la gratuité de la couche geologique qui regenere les entrants de gaz naturel et donc impose un monopole technique du stockage gaz fossile sur toute autre technologie de stockage ENR bas carbonne et donc il n’est pas possible de progresser en concurence dans la conversion des surcapacités ENR d’été vers les besoins d’hiver. Celà represente un gachis enorme pour tout les acteurs qui le payent tot ou tard sur leurs factures.
Actuelment il est facile de verifier que le prix du gaz en hiver est directement correlé à la capacité de transport depuis une source à bas cout d’extraction et à notre capacité à le stocker sur place.

Arrivé ici on pourrait encore se dire : oui tres bien mais de toute façon le stockage lithium LFP ou autres sont plus cher que le gaz naturel alors c’est bien theorique tout çà!?

Oui mais non ou peutetre pas! Meme si une technologie n’existe pas encore il faut que le cadre reglementaire et d’usage permette un business plan avec de la recherche R&D qui puisse etre utile un jour et rentable à terme. Aujourdhui hors subvention directe il est strictement impossible de financer du stockage electrique mutualisé sur le reseau. En regardant les projets ils sont tous rattachés à un producteur ENR donc hors marché. Une mutualisation du stockage est impossible sur le marché electrique commun. C’est quand meme un sacré pavé dans la tronche des ENR… et donc il faut reformer ce marché ou sinon faut arreter de vendre la decarbonation et les enjeux climatiques! La coherence n’est pas un luxe

Le probleme avec l’intermitance des ENR c’est qu’on ne sait pas vraiment ou envoyer l’energie quand les usages electriques sont déjas comblés alors les prix baissent. Il faut donc une sortie de secours sur ce marché saturé.

Je remarque que les PCS du bois est d’environ 15MJ par kg tandis que CH4 a un pcs de 50MJ par kg, on peut alors decider d’injecter le delta d’energie dans le bois qui est une ressource renouvelable en entrée du cycle. Je me suis vite aperçu que l’idée n’est pas du tout nouvelle, il y a dejà 20ans minimum la question est serieusement traitée, avec un lot de problemes techniques!
Bref tentons de faire mieux! Avec l’utilisation hydrogene en industrie déja bien installée et si chez le client industriel on utilise CH4 pour faire de l’hydrogene turquoise (buller du CH4 dans un etain liquide à 800°c = carbone solide + H2) alors on perd 20% en energie utile mais on gagne en echange une machine à decarbonner le climat ultra efficace et peu chere puisque les arbres sont nos merveilleux alliés dans cette entreprise de captation de CO2. Des emplois pour la filiere bois sont egalement soutenus.
Comme toute installation industrielle, il est fortement souhaitable d’avoir un taux de charge elevé d’utilisation pour rentabiliser le capex important, celà s’applique à la conversion de type methanisateur ou electrolyseur H2 leur couplage directe aux ENR n’est donc pas genial et on est bien embetté d’une si petite utilisation! On voudrait qu’ils fonctionnent 8760H/an …

Mais faisons une pause! Pour etre tout à fait honnete, je vous raconte l’histoire à l’envers, jy etait obligé! Puisque l’idée que je vais presenté maintenant est en fait la “machine magique” avec ses defauts bien réels mais c’etait mon point d’entrée pour relever les problematiques actuelles du marché europeen de l’electricité. Finalment c’est quand même assez souvent qu’on invente un “bidule satisfaisant” et apres on se demande comment on pourrait bien l’utiliser concretement dans un cadre de societé bien precis! Je profite donc que tout le monde soit en PLS avec les prix delirants, pour avoir l’espoir que de la matiere grise soit à l’oeuvre pour tenter de modifier la structure du marché vers une meilleur direction. Il ya des periodes où çà bouge, des fenetres d’action qui s’ouvrent, helas souvent apres les crises mais on voit deja que des tarifications dynamiques sont mise en avant dans les pour-parler! C’est un debut timide mais il se passe un truc

Ceci étant dit, nous pouvont commencer à detailler cette mysterieuse machine! l’idée n’est pas nouvelle, sur une excellente chaine youtube “Just Have A Think” que je recommande vivement, on avait déjà parler de faire du stockage thermique adhoc d’une ancienne centrale vapeur charbon, reconvertie en stockage electrique ENR. L’idee est simple et efficace, avec les ENR on chauffe par induction de l’aluminum en fusion à 560°c et on fait de la vapeur pour produire de l’electricité. On reutilise 90% de l’usine qu’on aurait de toute façon detruite pour objectif climatique.
Alors l’aluminium est pas mal comme energie de fusion de stockage mais le chalenge est meilleur avec du silicium métallurgique encore plus leger et moins cher, il a une fusion à 1450°c. Il possede une enorme capacité de stockage thermique (1MWh/m3, 10000$ le MWh de stockage vraiment recyclable), on peut le contenir dans du graphite qui ne reagit pas en produit deagreable avec le silicium puisque le carbure de silicium est le materiau d’excelence pour la fabrication de creuzet en fonderie, c’est tres connu et fiable.
Le materiaux graphite peut se coller avec des colles speciale avec d’excelente tenue à > 2500°c donc le reservoir peut etre un assemblage de plaque de graphite, c’est important la construction realisable!
Pour l’isolation on peut commencer par de l’alumine/ceramique puis du beton cellulaire puis de la mousse de verre puis un echangeur eau structurant la solidité de l’ouvrage pour capter les pertes à recycler “vapeur”, bref des isolants rigides tres capables de supporter la masse volumique du silicium en fusion de 2.3Tonnes / m3, ce qui est pratique pour gagner en hauteur sans subir trop de pression sur les structures isolantes fragiles. La construction du millefeuille commence par le coté froid, la structure metalique et echangeur recuperateur de pertes, sur lequel on vient empiller les bons materiaux refractaires en prenant bien soins des coef d’expansion thermiques.
Les pertes thermiques sont proportionnelles aux surfaces donc le reservoir sera cubique ou cylindrique voir rectangulaire pour minimiser les surfaces.

Pour se faire une idée concrete de la capacité de stockage, partons sur 10Gwh thermique 10000m3 soit un reservoir sous sol de 30 x 30 x 11metres de haut, pas de quoi faire de l’ombre à un reacteur nucleaire! Le tout pour 1/10 du capex d’1GW de turbine à gaz (1000€ le kWc)…

On voit dejà le gigantisme des capacité de stockage ENR possible, et pour l’exemple je trouve que la puissance d’un reacteur nucleaire de 1GW est bien assorti. Le principe de base est toujours fonctionnel avec toute centrale vapeur generique, le nucleaire apporte juste un gros plus sur la rentabilité de l’ouvrage et le sous ensemble turbine à vapeur est juste l’etat de l’art!

Le stockage thermique haute temperature à 1450°c c’est sympa mais comment on l’utilise? Disons sans materiaux refractaires ultra cher et pas forcement resistant à la vapeur d’eau, à ce niveau de temperature extreme on peut payer sans pour autant etre content du resultat!
Sachant que toute personne sensée, jamais ne ferait passer une conduite d’eau sous pression dans un metal en fusion, à la rupture c’est l’explosion garantie et quand il ya une centrale nucleaire à coté personne n’est d’accord pour jouer, même un peu sur le reseau secondaire ; Il ya toujours des incidences sur le fonctionnement du coeur et donc sur la sureté nucleaire!

Pour lever ce risque inenvisageable, je pense à un caloduc passif dans lequel il ya du zinc qui servira de caloporteur, évaporation à 900°c condensation à 450°c à pression atmosherique. Sans pompes hautes temperatures, le transfert de chaleur peut se reguler finement, en agisant sur le debit retour des condensats de zinc, qui sont stocker dans une cuve adhoc et isolée thermiquement du reservoir principal HT.

On pourrait penser que 450°c de congelation est limitant pour rechauffer une cible à 200°c par exemple, mais dans un echangeur c’est juste la surepaisseur des parois de l’echangeur qui va evoluer, même avec un materiau super conducteur de chaleur, avec l’epaisseur de zinc figé le flux thermique devient faible à souhait.
Si au contraire on augmente le debit de condensats, la surepaisseur de zinc fondera et la pleine puissance de l’echangeur sera disponible de nouveau, avec une petite latence evidement mais c’est pas du luxe pour eviter les chocs thermiques de toute façon. Ce caloporteur est tres pratique finalement.

Mais comment injecter les ENR dans ce reservoir? Idéalement avec l’induction! il n’est pas interdit d’avoir un fond liquide de fer avec une permeabilité magnetique elevée. 50hz reste faible en plus çà vibre bof bof.
En fait la question reste tres compliquée, puisque qu’aucun defaut ne peut etre toleré à cette étape sous peine d’iloter le reacteur en plus de faire un gros trou sur le reseau. L’induction à l’avantage de permettre une isolation galvanique mais à y reflechir c’est plus sur de sacrifier l’isolation galvanique et de tirer parti du semiconducteur qu’est le silicium, d’autant qu’avec une charge resistive on ne massacre pas le facteur de puissance, les fusibles de protections triphasés peuvent etre mieux calibrés à un fonctionnement normal. Reste à trouver des isolants fiables à 2000°c et fabriquer des resistances géantes 20kV en triphasé en couche mince de silicium et isolé par une sorte de ceramique avec 3 plongeurs metaliques qui supportent la temperature en guise d’electrodes 30kA!
S’il est possible de doper le silicium liquide en conduction avec un element qui s’evapore, alors on pourait obtenir une resistance ajustable finement!
Avec une fiabilité de l’element chauffant, on diminue netement le risque d’ilotage en cas de defaut sur les lignes haute tention.
“Conçues pour travailler à des températures élevées, les résistances Sic peuvent fonctionner dans l’air jusqu’à 1550°C, ou dans une atmosphère inerte d’argon ou d’hélium. Dans les atmosphères réductrices, la température maximale recommandée est 1350°C.”

Là on commence à etre pas mal, à gauche le reacteur nucleaire à droite le stockage thermique, on a de la puissance primaire sous le coude, trop même! Alors on fait quoi avec?
J’ai oublié de preciser que si le reacteur fait 1GW, la turbine vapeur fait 1.6GW nominal. Il est normal de s’inquieter du rendement des turbines avec une telle asymetrie, on sait que les variations de charge sur une generatrice à vitesse constante entraine des variations de couple et donc des variations de detente de la vapeur avec des pertes irreversibles, qui sont couteuses à recuperer avec un echangeur au bout.
Je crois que nos reacteurs actuel abaissent la temperature du circuit secondaire et donc la pression pour les charges partielle justement pour eviter justement cet echangeur monstrueux en fin de cycle.
Ca tombe bien, le but de cette topologie hybride est bien de caler le reacteur nucleaire à une puissance continu nominale, ce pourquoi il a été conçu et ensuite de surchauffer la vapeur avec le stockage thermique HT si besoin pour atteindre le couple necessaire au 1600MW de la generatrice.
Celà implique que la turbine fonctionne à pression constante que ce soit sous la thermie nucleaire seule ou avec le mode hybride avec la surchauffe vapeur qui decharge le stockage HT. Le debit massique de vapeur reste identique mais son volume et son energie cinetique est augmenté grace à la surchauffe HT, ce qui ameilliore le rendement productif de la thermie nucleaire et celle du destockage HT au passage. Tout depend de la temperature maximale de conception de la turbine vapeur.
Si l’on prend les temperatures des turbines vapeur au charbon, 500°c serait probablement realisable et alors le rendement nucleaire et de destockage HT ferait un bon de 33% à 46.9% au moment où l’electricité a le plus de valeur marchande sur le reseau RTE quand les ENR sont faibles. Regardez bien ce chiffre, quand on passe d’un rendement 33% à 46.9% c’est une augmentation de 38% de la production electrique à partir de la même source primaire, donc on gagne de centaines de MW “nucleaire” gratuitement et on decharge 640MW depuis le stockage thermique pour sortir 1600MW electrique, en clair on recupere quasi toute l’energie electrique qu’on a injecté dans le stockage thermique, il ny a que dans les dessins animés qu’on voit çà et pourtant c’est bien réel et donne un net avantage à une installation nucleaire en comparaison à une installation charbon!!
La synergie des 2 sources primaires est vraiment excelente!

A partir d’une vapeur saturée 70bar 285.80°c
Specific enthalpy of liquid water 1267.48kj/kg
Specific enthalpy of steam 2773.51kj/kg
Latent heat of vaporization 1506.03kj
Specific heat 5.0348kj/kg

la vapeur à 70bars à 500°c possede une enthalpie de 3411.4kj/kg, on doit alors ajouter 638kj/kg sur un total de 3411kj/kg = 18.7% de chaleur en surchauffe par le stockage HT.
Si on calcule l’augmentation du volume de la vapeur surchauffée à 70bars avec PV=nRT soit un ratio de 773/558 soit 38.5% de travail disponible en plus à la turbine, en injectant 18.7% d’energie en surchauffe.
On sait que le rendement réel est de 34% à 285°C saturée, mais il est difficile d’estimer le rendement à 500°c surchauffé.
On peut calculer le rapport des rendement de carnot aux 2 points de temperature chaude :
1–323/558=42%
1–323/773=58%
Soit un ratio d’augmentation de rendement de 38%, valeur qui correspond à l’augmentation du volume de la vapeur en gaz parfait.
On peut alors estimer grossierement le rendement à 0.34 x 1.38 = 46.9%

Puissance primaire pour 1.6GW à n=46.9% = 3.426GW
Puissance de surchauffe 3.426Gw x 18.7% = 0.64GW
Puissance du reacteur 3.426Gw x 81.3% = 2.785GW

Donc on a un rendement global de decharge thermique (hors pertes dissipatives du reservoir HT) vers electricité de 600MW/640MW = 93.75%
grace à la thermie nucleaire mieux valorisée.

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EDIT IMPORTANT : En realité, on ne depasse pas 50% en rendement de stockage, le bilan entropique de l’operation etait tres mal considéré, ce qui remet totalement en cause le benefice apporté.
La surchauffe de 285°c à 500°c apporterait seulement 3% d’augmentation de rendement.

Puis­sance du reac­teur 3.69GW x 81.3% = 3GW (fixé par le reacteur nucleaire)
Puis­sance de sur­chauffe 3.69GWGW x 18.7% = 0.69GW (flux de chaleur depuis le stockage HT)
Puis­sance utile à 3.69GW x 40% = 1.476GW
La centrale aurait produit normalement 3GW x 0.37 = 1.11GW
Rendement du stockage HT 1476MW-1110MW/690MW=53%

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Il ya tout de même un gros “hic” que je découvre sur le tard grace à du partage de connaissance, c’est celui du besoin absolu de la “geometrie variable” de la turbine HP. En effet detendre de la vapeur presque saturée et detendre de la vapeur tres surchauffée n’utilise pas la même configuration geometrique des aillettes à la turbine.

Sur le cycle HP 70Bars — 10bars çà saute aux yeux, 77% d’ecart de volume specifique au depart du cycle et 0% à l’arrivée :

Pour la vapeur saturée 0.027m3/kg à 285°c et 0.194m3 à 180°c 10bar

Pour la vapeur surchauffée 70bar 0.048m3/kg à 500°c et 0.194m3 à 180°c

On voit clairement que les volumes à turbiner ne sont pas les memes au depart pour arriver à la meme pression basse. Sur une aillette de detente vapeur saturée, on devine que son “pas” est plus faible et moins ouvert, il ya moins de volume au depart du cycle, en effet du volume de vapeur se regenere à chaque detente des gaz.

Du coup si on injecte de la vapeur surchauffée dans la même turbine, à la detente, le volume de vapeur ne sera pas regeneré, la pression va donc trop baisser à l’extrados de l’aillette pour le même debit specifique avec une vitesse plus elevée et sa temperature en sortie d’aillette detente ne baissera pas assez vite pour etre correcte à la fin du cycle, à la pression requise de 10bars!

Alerte rouge, comment on sort de cette galère?! Est ce qu’une “geometrie variable” ne serait pas possible simplement par injection d’eau atomisée à chaque étage pour regeneration de la vapeur et baisse nominale de la temperature en fin de turbine HP? Rien que l’idée vaut d’etre pendu sur la place! Pour nous, simple blogeur c’est plus facile de jouer au canari des mines… Le canari est revenu rapidement avec le “simplement” et a bien dit qu’il falait le mettre à la poubelle!

D’un point de vu thermodynamique et par rapport au flux nominal, on a un flux surchauffé qui est trop rapide de 77%, qui va travailler bien trop fort sur le rotor. Comment on peut reduire ce travail? en injectant un flux “condenseur”, qui va absorber la vapeur surchauffée apres le travail de detente, mais ce fluide condenseur va aussi se vaporiser, se presuriser et donc abaisser la depression possible derriere notre aillette mobile, ce qui reduit le travail induit trop important à une valeur normal. Un equilibre peut etre trouvé et on a bien une adaptation virtuelle de la geometrie!
Pour autant on a bien exploité l’energie cinetique donnée par la surchauffe sans la reffroidir. L’injection se fait alors jusqu’a retrouver une pression et temperature normale, comme si on possedait la bonne geometrie des le depart, en regime vapeur surchauffé. On repete la manip à chaque etage de detente innadapté à la vapeur surchauffée et à la fin du cycle HP on est nominal. Voici pour la belle theorie.

Reste à éviter les micro-gouttelettes en realisant cette injection de fluide “condenseur”! Yaka! La route est plus que périlleuse… Le temps de sejour est super court pour vaporiser le fluide “condenseur” qui est de l’eau source froide.

En cas de succes technologique, l’eau liquide atomisée, vaporisée va echanger de la temperature excessive pour de la pression normale attendue, par convertion quasiment reversible, donc avec peu d’impact sur le rendement de la turbine.
L’augmentation de la basse pression derriere l’aillette de detente, permet à la vapeur surchauffée en amont de passer au travert de l’aillette avec le même travail nominal que ferait la vapeur saturée d’origine.

Evitez les goutelletes!! Tant qu’on est tres largement au dessus de la temperature de condensation, et c’est le cas, c’est theoriquement jouable l’injection d’eau atomisée haute pression, même si personne n’a jamais eu cette idée drolement sucidaire!

L’eau liquide, est injectée à haute pression et perpendiculairement au flux de vapeur pour penetrer le flux turbulent, juste à la fuite des aillettes, pour que l’echange d’energie cinetique et thermique soit maximal et rapide avant d’atteindre l’etage suivant. On notera aussi que le fluide initialement surchauffé à 500°c, finit par retrouver au fur et à mesure des detentes réalisées, la même densité, vitesse et temperature que la vapeur nominal prevue.

Comment pourrait-on reussir le defi de l’injection d’eau liquide? On regarde d’abors bien la situation, on re-re-regarde puis ensuite on sort le canari des mines!

Diagramme d’une turbine à impulsion, on comprend mieux ce qui se passe.

Ce que sont capable de fabriquer les ingenieurs de turbine à gaz pour reussir à refroidir leur turbine, vraiment impressionant l’impression 3D!

Une presentation qui permet de voir les differences entre de l’impulsionnel et du reactionnel. L’impulsionnel met en oeuvre des aillettes stationaires plus massive, çà laisse plus de place pour faire des channels d’injection?

Premiere piste privilégiée pour une injection d’eau apres travail de detente:

• l’extrados des aillettes statiques sont faites pour donner de la vitesse au flux de vapeur et baisser la pression, on voudrait l’inverse!
• l’extrados est une zone de depression c’est l’endroit ideal pour vaporiser un fluide froid car le flux surchauffé va se coller à la paroi. Le corps metalique de l’ailette watercoolée prend de l’energie au flux trop chaud pour en donner au fluide “condenseur” à injecter pour une evaporation plus rapide. Avec de l’evaporation on limite aussi l’angle de deviation et on donc limite l’acceleration du flux, c’est un bon debut!
  Changer la geometrie c’est justement changer l’angle de deviation des ailettes statiques, les seules à notre portée de modulation par la technologie des possibles.

Arrivé ici, il serait pas deconnant de savoir combien de fluide “condenseur” on doit injecter au moins thermodynamiquement, sans compter sur l’effet puissant de l’angle de deviation par evaporation. Je ne sais pas par où commencer! Je commence même à douter de mon approche fluide “condenseur” source froide et me replier sur un “condenseur” source chaude, tampis pour le sain rendement, pour veritablement changer l’angle de deviation des ailettes statiques et donc diminuer fortement le travail du flux surchauffé sur l’ailette mobile!
Et puis faut penser aux fuites “liquide” sur les fixations de ces ailettes stationaires, si le liquide est deja chaud et pret à s’evaporer alors c’est ok pour la turbine.

Si on prend la voie plus accessible du fluide liquide “condenseur” source chaude alors je crois que le salut n’est pas si loin :

• on chauffe de l’eau liquide avec la thermie nucleaire et on fini de chauffer avec le stockage HT, ce qui prend tres peu de thermie HT
• avec cette eau chaude prete à s’evaporer, on peut faire décrocher par evaporation le flux sur l’extrados des ailettes stationaires et ainsi modifier l’angle d’attaque donc diminuer le travail du flux surchauffé sur les ailettes rotor, en même temps on baisse le volume specifique avec la dilution.
• On calcul la deviation maxi de décrochage par evaporation et on adapte le nombre d’etage de detente pour que l’adaptation de geometrie soit réalisable sur l’ensemble de la turbine HP

Ci-dessous le cycle de detente de la vapeur à 70bars (2)

A partir de ce constat technique, qui reste evidement à verifier (et maintenant à resoudre technologiquement), on peut oublier l’impact des injections ENR sur le pilotage du reacteur.
Avec le surplus energetique nucleaire et ENR, soit on chauffe le silicium pour plus tard quand on aura besoin de faire une pointe electrique soit on vaporise du bois + electrolyse H2 + methanation !

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La prospective hazardeuse commence ici et il s’agit de la methanation.
N’etant pas chimiste je vais surement raconté un gros tas d’anneries… Tout en essayant de mener une prospective sincère! Seul ceux qui ne proposent jamais rien ne font jamais d’erreur.
Pour donner une orientation tres personnelle, j’ai remarqué que beaucoup s’exitaient sur une methanation basse temperature comme si demain matin on allait aspirer nos pots d’echapements automobiles et nos usines. Je pense que c’est tout à fait hors sol tant que les grosses unités de methanation n’auront pas fait leur preuves, le sujet est tellement complexe et si peu avancé depuis des decenies!

En plus on est super exigeant on voudrait un taux de CO, CO2 en sortie inexistant sans doute pour ne pas empoisonner les piles à combustible. Je pense que les piles seront trop cheres pour les gros usages ENR, les turbines à gaz H2 finiront par progresser des que H2 turquoise sera distribuable et pour enfoncer le clou d’un avis tres partial je verrai bien le moteur thermique Oxy-H2 avec des rendements meilleurs et à moindre cout de fabrication. Ceux qui ont dejà declaré le moteur thermique mort et enterré vont mangé leur chapeau, c’est mon pari! Airliquide c’est l’avenir!
Compte tenu de cette vision des choses qui me semble probable, je pense qu’il est normal d’accepter un methaniseur imparfait qui rejette un peu de CO et CO2, qui sont plus lourd que CH4 et donc separables pour une reinjection dans le methanisateur qui pourra alors fonctionner dans une plage plus haute de temperature afin de valoriser les pertes thermiques de la methanation.

On voudrait transformer du bois + energie => methane, c’est bien le projet! On a besoin d’injecter une part significative d’energie dans le combustible CH4 de sortie, notament d’H2 pour equilibrer la reaction de Sabatier :

CO + 3 H2 ↔ CH4 + H2O -206 kJ.mol-1

CO2 + 4 H2 ↔ CH4 + H2O -165 kJ.mol-1

L’objectif est donc d’obtenir un bon ratio de CO et H2 pour convernir à la science des methanisateurs catalithiques, qui necessite à priori, un leger exces H2, on trouve souvent H2/CO2=5 avec les cataliseurs Nickel les plus commun.

Obtenir H2 c’est facile quand on a de l’electricité et un electrolyseur H2.
Pour obtenir CO c’est deja moins drole, le gaz à l’eau ou water gas swift c’est galere car il faut chauffer fort un biochar qui est plutot isolant thermiquement, l’echange thermique n’est pas simple, de plus il faut envoyer de la vapeur d’eau et à ces temperatures l’oxydation des surfaces metaliques du reacteur est vite un gros probleme. Il est notable de remarquer que les temperatures des reactions “water gas swift” et de la methanation sont assez similaires, ce qui ne simplifie pas la comprehension de la reaction de methanation. Il est bien compliqué de savoir s’il vaut mieux nourir le methaniseur avec la voie CO ou plutot avec CO2…

Par chance, dans ma demarche “caloduc au zinc”, je m’aperçois que le zinc peut s’oxyder facilement avec de la vapeur d’eau à temperature plus raisonnable (500°c) et comme l’oxyde de zinc se reduit en CO avec du carbone ou biochar en chauffant bien à 1000°c, çà risque d’etre bien utile surtout si on arrive à convertir du bois en biochar.

En cherchant dans les techniques de traitement thermique du bois (3), on apprend que la biomasse bois se transforme beaucoup chimiquement avec des temperatures compatible avec la thermie du reacteur, éviter des pertes de conversion c’est toujours un bon debut, et utile pour produire du biochar avec de la vapeur à 285°c juste au delà des reactions qui sont interresantes pour faire du charbon. On a donc une premiere methode pour obtenir du charbon, avec pas mal de CO2 et du CO pour la methanation auquel il faudra ajouter H2 plus tard.

Voici une seconde methode pour charger du bois vers notre methanisateur, d’apres certaines recherches (4), on apprend que pyrolyser le bois directement à > 1000°c c’est pas mal du tout çà evite les goudrons et la production de biochar pour directement fournir une partie de ce qu’on a besoin pour notre methanisateur (en mole) :
N=4 un taux d’humidité (masse d’eau sur masse de bois sec) de -50 %
N=6 un taux d’humidité (masse d’eau sur masse de bois sec) de -75 %

on voit qu’il reste un peu de vapeur d’eau et que le ratio H2 / CO !>= 4 et qu’il faudra electrolyser H2 ou trouver un moyen de produire H2 autrement avec le stockage thermique HT.

Conscernant la technique de chauffe à 1000°c du bois à gazefier direct, je tente le choix d’utiliser le zinc en phase vapeur sur le même principe du caloduc passif, avec pour avantage la capture directe de la vapeur d’eau du bois qui serait neutralisée avant même de toucher les parois du reacteur et on produit au passage H2 par la reaction Zn + H2O = ZnO + H2.

Et vu qu’on a un deficit de H2 au depart du projet, c’est pas si genant que çà l’humidité du bois au final, pourtant c’etait un veritable probleme dans la litterature de la gazeification du bois.
Fait interressant, l’oxyde de zinc est plus leger que le zinc liquide donc ZnO “flottant” pour une reaction de surface avec le carbone introduit : ZnO + C = CO à 1300K
On a donc un reacteur silo basse pression (P condensation zinc vapeur) dans lequel on a CO + 3H2 + Zn (gaz). On dispose d’une injection vapeur eau pour oxyder Zn + H2O = ZnO + H2

La contrainte etant d’avoir au moins 1300K pour reduire ZnO + C vers CO directement dans le reacteur. Avoir une pression de condensation zinc à 1300K risque d’etre un peu haute, 5bars à priori mais plutot adapté à un methaniseur en bout du cycle…

(impossible de trouver la pression de vapeur du zinc, j’ai fini par extrapolé à 5bar…).

Voici un diagram d’Ellingham de la reduction de l’oxyde de zinc

Le systeme de chauffe est toujours un caloduc passif vapeur zinc, on renvoit par gravité le zinc liquide et filtré à la cuve de stockage commune des condensats zinc d’ou est piloter la reinjection precise dans les divers points chauds caloducs à 1400°c.

En bas du silo reacteur on a du zinc liquide avec un petit floté d’oxyde de zinc, avec une injection de bois lateral juste au dessus du niveau zinc liquide. La vapeur de zinc condense, chauffe fort le bois qui baigne dans le zinc liquide et des qu’une particule de carbone rencontre un oxyde de zinc, CO est produit. L’injection de vapeur d’eau sous le brouillard de zinc, a produit quand à elle H2.

La technique du “zinc sauvage” semble donc un moyen tres efficace pour chauffer vite et bien la biomasse et pouvoir injecter la vapeur d’eau sans risquer la corosion du reacteur.

le pompage du methane produit, en plus de la regulation “debit” des condensats caloduc, en provenance du reacteur de gazeification via le methanisateur permet de reguler la pression du reacteur et donc de reguler une gazeification à 1300K.

Cà semble donc veritablement cocher toute les cases d’un process qui pourrait bien fonctionner, surtout si on souhaite un sas de rechargement de biomasse bois et une enceinte de stockage de bois presurisée avec le CO, CO2 emis à la premiere etape! Une legere surpressurisation du stockage bois permet d’avoir un leger flux de CO2 entrant dans le reacteur depuis la vis de chargement ou l’etancheité n’est pas garantie, et evite efficacement un possible incendie par inertage du stock de bois en attente. Le remplissage par gravité du stock de bois serait une porte clapet anti retour par le toit, l’arret volontaire de l’avancement de la vis à bois permet de redescendre temporairement à la pression atmospherique, sans rejet grace à un pompage du co, co2 du sas bois, pour remplir à nouveau le tampon de biomasse du cycle suivant et repressuriser.

On note que si au depart on avait un ration 8 H2/5 CO=1.6 en provenance directe de la gazeification ht du bois de maniere classique et qu’on regarde le bilan de la cascade de reaction on dirait bien que tres peu d’energie est prit dans le stockage HT :

On a oxydé Zn en ZnO avec H2O => 2H

On a reduit ZnO en Zn avec C biomasse => CO

On garde evidement le meme ratio de 1.6 car je n’ai pas prix en compte le degazage du bois et on est obliger d’avoir un electrolyseur H2 pour completer l’apport energetique pour equilibrer la methanation.
On doit atteindre un ratio de 4 H2 / CO donc 60% de l’apport energetique pour fabrique CH4 est apporté par l’electrolyse donc electrique.

Cet equilibre de Boudard qui converti CO en C + CO2 me fait fortement douter sur la possibilité d’envoyer 4H2 + CO + Zn vapeur à 1300K dans une tuyauterie de reffroidissement avant methanisation. Mon CO va-til se transformer tout seul en CO2 + poudre de carbone tout degueulasse? Sans energie qui active la reaction je suppose que non, je brule un cierge et implore la misericorde des puissants chimistes! Cantera, mon oracle dit que non c’est ok mais ai je bien consulté l’oracle?

On voit bien le probleme avec les projets multidiciplinaires, c’est qu’il est impossible d’etre solides dans tout les domaines et à mon niveau c’est vraiment la chimie qui me vaporise…on est dans le domaine des sorciers magiques, les parchemins sont à peines dechiffrables, le danger est omnipresent!

pour resumer cette etape delicate, notre electrolyseur ajuste en permanance la prod H2 pour coller à un ratio H2 / CO = 4 selon l’humidité presente dans la biomasse bois et la vapeur d’eau injectée.
La premiere technique de production de biochar parait etre plus performante pour le rendement energetique puisque la chaleur provient de la thermie nucleaire cependant la reaction est peutetre trop lente pour sortir des GWh de CH4 dans la journée mais elle reste parfaite pour produire à basse temperature les gaz CO et CO2 de pressurisation du sas de stockage bois pour inertage anti incendie.
La seconde methode reduirait fortement la taille du reacteur et la fiabilité “anti corosion”, à condition que ma “science fiction” de la chimie soit juste, je prend volontier le risque de le croire même si çà parait trop beau pour etre vrai!

En tout cas ce qui est interressant avec cette topologie de stockage massive, c’est que le capex de methanisation catalithique et de l’electrolyseur H2 est ammortie sur un taux de charge tres elevé, c’est possiblement de la production continue une bonne partie de l’année, et c’est me semble t-il super important pour du stockage saisonier peu cher!
Le cout du MWh en stockage ENR journalier est incroyablement bas, avec un ammortissement de plusieurs decennies et un recyclage des matieres premieres le constituant illimité et on pourrait meme tirer partie du recyclage des panneaux solaires en silicium.
Le rendement de conversion vers CH4 n’est pas degueu, je crois 70% avec le cycle combiné vapeur.

60% de l’enj provient de l’electrolyseur à n=0.9, 40% de la base provient de la biomasse et d’energie thermique nucleaire quasi gratuite, et sur la totalité des intrans (n=0.9), la methanation va perdre facilement 30% en chaleur qui seront recuperer à 90% grace à la synergie nucleaire + chaleur methanisation donc methanation n=0.97!
NCycleTotal = 87% pour du stockage saisonier été/hiver depuis ENR.

Pour en revenir au marché europeen de l’electricité, je pense que ce genre de techno appliquée au nucleaire est une revolution en gestation qui va radicalement, tot ou tard, changer le paradigme classique de 2 mondes qui s’affrontent ideoliquement pour leur rentabilité respective :
- Le monde full ENR gaz nat qui voit sa facture baisser avec des ENR toujours moins cher et en masse dans le mix, l’industriel ne payant pas de sa poche la subvention.
- Le monde du nucleaire qui constate que les ENR font baissé sa rentabilité avec des factures qui augmente, via l’interdependance technique des reseaux europeens.
Ce genre de techno de stockage peut eviter au premier groupe de recourir au couteux backup à gaz et le second groupe sera netement moins victime de la baisse des prix ENR avec une grosse porte de sortie vers le gaz en stockage saisonier ete / hiver ce qui arrangera economiquement chacune des parties.

Et cerise sur le gateau le cycle est en emmission CO2 negative grace au H2 turquoise facile à implementer chez les industriels qui seront bien heureux de soustraire du CO2 de leur bilan, à condition que l’electrolyse H2 soit majoritaire et non de la convertion de biomasse en H2 avec rejet de Co2 par le “Water–gas shift”.
Un compromis entre le cout de l’electrolyseur H2, du methaniseur et le debit de production de CH4 maximum devra etre arbitré pour repondre au besoin d’hiver.

Voilà si vous arrivez à lire ces derniers mots c’est que vous avez tenu bon, je salue votre exploit et m’excuse de ne pas vous rembourser d’avance un dolipranne!
La science bouleverse notre quotidien et parfois même les idées compliquées qui nous trotte dans la tête!
Il falait que je me libere de celle ci, risquer l’erreur est bien mieux gérable que de garder pour soi en pensant avoir juste. En tout cas j’aimerai bien savoir pour quelles raisons çà ne fonctionnerait pas.
La reussite d’un tel complexe industriel serai tellement benefique pour toute l’infra de convertion des ENR vers H2 et CH4, grace à une electricité à cout moins variables et à une grande disponibilité 8760H/an, celà change massivement le cout de la transition energetique et rien que pour celà il est imperatif de mettre sur le coup une equipe d’ingenieurs bien plus fiable que ma douce intuition avec des calculs sur un coin de table!

Je suis heureux de garder espoir, le confinement energetique communiste n’aura peutetre pas si facilement nos libertés fondamentales!

Alors pourquoi publier cet article en domaine public? On a prit l’habitude de voir et d’attendre 20ans qu’un brevet se libere pour avoir du volume d’actions consequent, c’est deja beaucoup trop pour la transition ecologique. De toute façon je ne prevois pas de construire une centrale nucleaire dans mon garage alors à quoi bon!

Les techniques permettant la transition energetique sont tellement multiphysiques que tout chercheur est obligé de piocher ses connaisances dans des publications ouvertes, souvent payées par le contribuable et à partir de là, on retombe sur le fonctionnement de la licence GPL : on peut reprendre les etudes, les theses mais on se doit de partager aussi le resultat potentiel, ect…

La preuve irréfutable de l’existence de cette prospective technique associée à sa licence “domaine publique” est déja dans la blockchain bitcoin. Le hash d’un pdf produit à partir de cet article est associé à une transaction bitcoin, ce qui permet de prouver sa date de publication.
Le pdf ainsi que le certificat est envoyé dans un stockage distribué et il suffit de le telecharger pour prouver la non alteration des données avec helas un orthographe douteux qui prouve que c’est bien moi :)

Hash:
21cf45a6621a4466fdf99e297bc194612d6bbff9c3c18d774f33dd39323284c7
Transaction:
99de35f0f588930b26c0aa117b2c16ed47339f26515e9c2240436f90918031fa
Root Hash:
6ed20760ee8b87e1596527c559c03770f6e23a359b8e146927422f36615f80bd

References :

1. Video de la chaine youtube Just Have A Think à propos des centrales charbon reconverties en stockage ENR : https://www.youtube.com/watch?v=edVjYofLYc4

2. Etude du fonctionnement electrogenerateur d’un reacteur nucleaire PWR http://freveille.free.fr/PWR.pdf

3. Etude du traitement thermique du bois https://theses.hal.science/tel-00106360

4. Etude de pyrolyse du bois haute temperature https://inis.iaea.org/collection/NCLCollectionStore/_Public/45/061/45061332.pdf