nt d’une plateforme numérique : M
VI.1.2. Modélisation des systèmes
VI.1.2.3. Systèmes de stockage électrique
Les systèmes de stockage électriques procurent une certaine flexibilité en permettant de dé-corréler la production et la consommation énergétique. Par exemple, des besoins thermiques peuvent être couverts tout en stockant l’électricité cogénérée pour une utilisation ultérieure en fonction des tarifs de l’électricité du réseau et des besoins du bâtiment. Un système de stockage électrique permet d’améliorer les taux d’autoconsommation et de couverture des besoins électriques tout en permettant une plus grande réduction des puissances électriques de soutirage et d’injection sur le réseau. Ces systèmes offrent également la possibilité d’un fonctionnement des micro cogénérateurs aux conditions nominales pour maximiser les rendements ; le surplus pouvant alors être stocké. Enfin, la réactivité globale du système d’approvisionnement électrique est accrue en raison de la volatilité des besoins électriques (le stockage permet d’améliorer la rapidité de couverture des besoins électriques par rapport à l’inertie de démarrage des micro cogénérateurs). Cependant, un système de stockage surdimensionné ou non majore les pertes et surtout les coûts d’investissement.
La littérature révèle que les systèmes de stockage électrique sont peu intégrés aux codes de calculs (cf. Chapitre II). Parmi les auteurs cités, seuls Alanne et al. [ALA10], Bianchi et al. [BIA13] Cao et al. [CAO14], Alahäivälä et al. [ALA15]et Balcombe etal. [BAL15] intègrent un système de stockage électrique.
VI.1.2.3.1. Choix des technologies pour la plateforme numérique MICOBât_e
Un état de l’art des technologies de systèmes de stockages électriques compatibles avec une application de micro cogénération en termes de capacité (quelques kWhél), de puissance (0 – 10 kWél), de constante de temps (> 1 h) et de maturité technique a été réalisé sur la base des travaux de Harriche et al. [HAR13], Robin et al. [ROB04] et du CEA [CEA12]. Le tableau VI.4 en réalise la synthèse et écarte notamment les technologies inductives (inductances supraconductrices) et capacitives (super condensateurs) qui offrent des temps de stockage trop courts (de l’ordre d’1 s). Les trois technologies retenues sont intégrées à la plateforme numérique ainsi qu’une stratégie dite de délestage par l’utilisation d’une résistance électrique dans un ballon d’eau chaude (utilisée par Alahäivälä et al. [ALA15]). Cette dernière a l’avantage d’être économique à défaut d’être performante énergétiquement car difficilement réversible : l’énergie électrique est convertie en chaleur définitivement. Le rendement énergétique peut être relativement élevé de l’ordre de 50 à 70 % cependant le rendement exergétique est quant à lui très faible (< 10 %) en raison d’un stockage à basse température (cf. Chapitre I). Cette stratégie de stockage peut être intéressante dans le cas où la revente du surplus d’électricité n’est pas assez rentable ou lorsque la maximisation de la couverture thermique par le micro cogénérateur est recherchée.
Type de stockage Chimiqu Technologie Batterie électrochimiqu Schéma Densité énergétique [Whél/kg-1] 30 (Pb – Acid 250 (Li-Ion) Capacité usuelle [kWhél] 1 - 1000 Puissance spécifique [Wél/kg-1] 100 - 5000 Puissance installée [kWél] 1 – 100 Constante de temps
(ordre de grandeur) 1 jour Rendement
[%] 70 - 80
Cyclabilité 100 – 10
(dégradations chim VI.1.2.3.2. Modèles numériques
Le tableau VI.5 réalise la synth en reprenant la typologie généraliste Chapitre II). Il est à noter que seules
Tab.VI.5 – Synthèse des typo
Typologies Boîte
Approche Empirique ou
Description -réseau de neurone - corrélations Précision ++ Compatibilité STDA + Paramétrage (structure du r neurones, essais ex Etat de l’art des
études numériques (cf. Chapitre II)
VI.1.2.3.3. Choix du modèle
L’approche de modélisation est et conservent un sens physique ; c’est stockage électrique sélectionnées.
La modélisation purement phy thèse de part la diversité des phénomè
etc.) et de part la complexité de la m
d’une batterie électrochimique nécessi des réactions chimiques, de la cinétiq [DAR15]. La modélisation physique centrifuges ou de balourd, des pertes modélisation physique d’un système à compression et de détente non adiabati
Tab.VI.4 –Technologies de stockage.
ique Mécanique Thermodynami
Batterie
trochimique Volants à inertie Air comprimé
Acide) Ion) 1 - 100 5 – 10 (30 – 60 Whél/l 1000 1 - 100 1 -50 5000 100 – 2 000 - (1 - 50 Wél/lair 100 1 – 10 000 5 – 1 000 jour 1 h 1 semaine 80 85 - 95 50 – 70 (adiabatique 10 000 tions chimiques) 10 000 – 100 000 (fatigue mécanique) 1 000 – 10 000 (fatigue mécanique
e la synthèse des typologies de modèles des systèmes de néraliste adoptée pour caractériser les modèles de micr
es quatre études issues de l’état de l’art détaillent
pologies de modèles numériques des systèmes de stoc
îte noire Boîte grise
irique ou Neuronal Semi-physique P
e neurones
-lois physiques + corrélations
-++ ++ ++ +++ + cture du réseau de essais expérimentaux) +++ (données constructeur) [ALA10] [CAO14] [BIA13] [BAL15]
isation est choisie telle que les caractéristiques du modèl c’est-à-dire qu’elles soient applicables à l’ensemble ment physique des systèmes de stockage électrique sort phénomènes physiques rencontrés (mécanique, chimique é de la modélisation de ces derniers. Par exemple la mo ue nécessite la mise en équation de la diffusion chimique
la cinétique de réaction, de la résistance électrique in physique d’un volant à inertie implique la mise en é
es pertes par frottement, des champs magnétiques, système à air comprimé nécessite la mise en équation n adiabatiques et non isentropiques.
SOC
amique Thermique
mprimé Ballon d’eau
chaude [ALA15]
/lair) 50 - 60
0 - 150
air) 0 - 100
0 - 50 maine 1 jour – 1 semaine
diabatique) 50 %
(
η
ex < 10 %))10 000
écanique) 20 ans
stèmes de stockage électrique s de micro cogénérateurs (cf. aillent les modèles adoptés.
stockage électrique. Boîte blanche Physique (thermodynamique, mécanique ou chimique) -lois physiques +++ (modèle spécifique) + +
du modèle soient génériques ’ensemble des technologies de trique sort du champ de cette , chimique, thermodynamique, ple la modélisation physique chimique dans les électrodes, ctrique interne, etc. [HEM13] ise en équation des forces tiques, etc. [BAK12]. Enfin, la équation des phénomènes de
Le tableau VI.6 recense les paramètres de modélisation utilisés dans l’état de l’art. Il ressort quatre grandeurs caractéristiques présentant chacune des variantes :
l’état de charge SOC caractérisé par un état de charge initial SOC0, des états de charge minimum
SOCmin et maximum SOCmax admissibles, une variation thermosensible (SOC(T)) [EDD13] et par son vieillissement (baisse de la capacité de ΔSOC avec les cycles) [EDD13][WIA13],
les puissances spécifiques : puissance maximum de décharge Pd,max, puissance maximum de charge
Pc,max, pertes calendaires Pcal et puissance de veille Pveille, les rendements de charge ηc et de décharge ηd,
la cyclabilité (nombre de cycles sur la durée de vie du système) N : ce paramètre peut être fixe ou variable selon la profondeur de décharge moyenne DOD (depth of discharge) [ROB04].
En particulier, l’état de charge dépendra des concentrations chimiques ou des niveaux de tension constatés pour les batteries électrochimiques, de la vitesse de rotation du volant à inertie ou du niveau de pression dans le réservoir du compresseur.
Tab.VI.6 – Synthèse des paramètres de modélisation des systèmes de stockage électrique.
SOC P η N
SOC0 SOCmax SOCmin ΔSOC(N) SOC(T) Pc,max Pd,max Pcal Pveille ηC ηD Nmax
[ALA10] x x (100 %) [BAL15] (2 – 40 kWhx él) x (100 %) x (50 %) x (0,2 – 1) x x x x x [BIA13] (3,84 kWhx él) x x (0,55 Wél) x (2 kWél) x (120 Wél) [CAO14] (95 %) x (20 %) x
Pour les batteries électrochimiques, la dépendance à la température pour la capacité peut être très importante [EDD14] [WIA13] et est souvent négligée pour des études appliquées et des STDA. Cela suppose en effet une modélisation thermique dynamique trop complexe à mettre en œuvre pour obtenir cette température.
Fig. VI.4 – Impact de la profondeur de décharge DOD sur la cyclabilité N (à gauche) et impact du nombre de cycles complets (DOD = 80 %) sur la capacité de stockage maximale SOCmax (à droite).
La vitesse de charge ou de décharge peut également avoir un impact important [ROB04]. En effet, les rendements de charge et de décharge sont en principe dépendants de cette cinétique mais sont difficilement modélisables sans des efforts importants. A l’opposé, en régime très lent, c’est l’autodécharge qui va pénaliser le bilan. L’impact significatif de la profondeur de décharge et du cyclage sur la durée de vie des batteries électrochimique peut être quant à lui facilement pris en compte par des corrélations empiriques et des coefficients de vieillissement ΔSOC (cf. Fig. VI.4). Une faible profondeur de décharge (<
10 %) peut conduire à multiplier par 100 voire par 1 000 la cyclabilité (cf. Fig. VI.4). N = 1,091E7DOD-1,87 R² = 0,991 1 000 10 000 100 000 1 000 000 0 20 40 60 80 100 N [c yc le s] DOD [%] 80 85 90 95 100 0 200 400 600 800 1000 SO Cm a x [% ] N [cycles] DOD = 80 %
[WIA13] (batterie Li-ion SAFT) [ROB04]
VI.1.2.3.4. Développement d’un m
Des modèles spécifiques ont é différents paramètres recensés dans l batterie (le « type 47 ») mais celui-ci se
pas tous les phénomènes physiqu (autodécharge, cyclabilité, etc.).
numérique.
Tab.VI.7 – Synthèse de la modél
Schéma Type 264 SOC0[kWhél] 0 - 20 SOCmin[%] 20 SOCmax[%] 100 ΔSOC [kWhél/cycle] 0,2. Espé [Whél.kg-1] 150 Pspé [Wél.kg-1] 1 000 Pmax [%.j-1] (charge ou décharge) !"é1000 $!" Pcal 0,2 [%.j-1] ηc [%] 95 ηd [%] 100
N [cycle] N = 1,091E7DOD
VI.1.2.3.5. Interactions électrique
Deux applications de stockage é stockage embarqué via des batteries i quatre configurations sont distingué électrique et le réseau. Le tableau VI.8 p
Tab.V
Stationnaire
Embarqué - bidirectionnel (“Vehicle t
un modèle numérique générique
ues ont été modélisés sous TRNSYS de manière à pre sés dans le tableau VI.6. Il est à noter que TRNSYS
ci se réfère à une batterie au plomb. Ce modèle physiques intervenant lors des phases de charge
). Le tableau VI.7 donne les valeurs considérées
délisation des systèmes de stockage électrique dévelop
265 266 0 - 5 0 - 5 0 0 100 100 - - 5 8 100 - !"é !"é1000 $ !"é 5 000 ] 0,6 [%.min-1] 0 100 70 100 70 OD-1,87 100 000 10 000
iques entre le bâtiment, le système de stockage
stockage électrique sont possibles : le stockage stationnai atteries intégrées aux véhicules électriques (VE) ou hyb istinguées au niveau de l’interaction entre le bâtiment le s
leau VI.8 présente ces configurations et les flux impliqués.
.VI.8 – Synthèse des interactions électriques.
Embarqué - monodirectionnel
le to home” V2H) Embarqué - bidirectionnel (“sm
ière à prendre en compte les propose un modèle de
odèle simplifié ne considère de charge ou de décharge
sidérées dans la plateforme
loppé dans TRNSYS.
534 0 - 150 0 100 - - - 5 000 (charge) (calculs des déperditions
thermiques) 100
- (énergie thermique) ∞
age et le réseau
stationnaire (ou statique) et le E) ou hybrides (VH). Au final, timent le système de stockage mpliqués.
nel (“Grid to vehicle” G2V)
L’opportunité de coupler un véhicule électrique avec un micro cogénérateur présente plusieurs points forts :
le coût : le stockage électrique est « gratuit » du point de vue du bâtiment car la batterie est mutualisée entre la mobilité électrique et la couverture des besoins électriques du bâtiment ; la compatibilité des batteries de VE avec les besoins du bâtiment : les capacités sont surdimensionnées (Renault Zoé : 22 kWhél ou Nissan Leaf : 24 kWhél par exemple) par rapport aux besoins spécifiques de bâtiments (de l’ordre de 10 kWhél/jour) ;
la pérennité de la batterie : le surdimensionnement de ces batteries pour un usage de stockage dans le bâtiment permet des profondeurs de décharge très faibles en lien avec un usage « V2H ». En effet, la consommation moyenne française d’électricité spécifique est de 8 kWhél/jour (~ 3 000 kWhél/an) ce qui est équivalent à des profondeurs de décharge des batteries de l’ordre de 35 % par jour au maximum. Cet aspect permet de ne pas ou peu dégrader la durée de vie de ces systèmes par rapport à un usage de mobilité seul ;
l’adéquation entre la disponibilité du système de stockage (le matin, le soir, la nuit) et la
présence des occupants dans les bâtiments : présence qui corrèle la consommation d’électricité
(éclairage, appareils, etc.) ;
la complémentarité avec les énergies renouvelables intermittentes : le caractère non intermittent d’une production micro cogénérée permet de pallier l’intermittence d’une production photovoltaïque par exemple. Cette dernière pourra plutôt intervenir sur les lieux de travail pour recharger les batteries des VE la journée et les micro cogénérateurs pourront couvrir les besoins électriques du bâtiment et recharger le VE durant la nuit. La batterie peut alors être simplement rechargée mais peut aussi alimenter le bâtiment si la production du micro cogénérateur n’est pas suffisante ou si le micro cogénérateur est à l’arrêt.
Dans le cas d’une configuration de V2H, le type 264 est modifié pour y ajouter un scénario de présence (librement modifiable) : le VE est considéré comme un stockage stationnaire qui est déconnecté du bâtiment pendant les déplacements pour se reconnecter au retour. L’hypothèse est également faite que la batterie revient vide le soir (SOC = SOCmin). La quatrième et dernière configuration propose un rechargement optimisé qui consiste à fixer un horizon de chargement (heure à laquelle la batterie doit être chargée) où le gestionnaire de charge (régulateur) dirige en priorité la production électrique micro cogénérée pour la recharge de la batterie. Si la production n’est pas suffisante le réseau est sollicité en dernier recours et au moment le plus tardif à hauteur de la puissance nominale de charge à savoir 6 kWél ici. Par exemple, si la batterie doit être rechargée à 7 h le matin et qu’il manque 12 kWhél : le gestionnaire attend au moins jusqu’à 5 h avant d’alimenter la batterie via le réseau. Cette stratégie permet d’augmenter l’autoproduction tout en assurant un « confort » de mobilité électrique maximum (SOC(t = 7 h)= 100 %).