Stockage d’énergie

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Stockage d’énergie

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La liste suivante comprend une variété de types de stockage d’énergie :

MécaniqueEdit

L’énergie peut être stockée dans l’eau pompée à une altitude plus élevée en utilisant des méthodes de stockage par pompage ou en déplaçant des matières solides vers des endroits plus élevés (batteries à gravité). D’autres méthodes mécaniques commerciales comprennent la compression de l’air et les volants d’inertie qui convertissent l’énergie électrique en énergie interne ou en énergie cinétique, puis de nouveau lorsque la demande électrique atteint un pic.

HydroélectricitéEdit

Les barrages hydroélectriques dotés de réservoirs peuvent être exploités pour fournir de l’électricité lors des pics de demande. L’eau est stockée dans le réservoir pendant les périodes de faible demande et libérée lorsque la demande est élevée. L’effet net est similaire à l’accumulation par pompage, mais sans la perte de pompage.

Bien qu’un barrage hydroélectrique ne stocke pas directement l’énergie d’autres unités de production, il se comporte de manière équivalente en diminuant la production dans les périodes d’excès d’électricité provenant d’autres sources. Dans ce mode, les barrages sont l’une des formes les plus efficaces de stockage d’énergie, car seul le moment de sa production change. Les turbines hydroélectriques ont un temps de démarrage de l’ordre de quelques minutes.

Hydroélectricité par pompageEdit

Le complexe de production Sir Adam Beck à Niagara Falls, au Canada, qui comprend un grand réservoir d’hydroélectricité par pompage pour fournir 174 MW supplémentaires d’électricité pendant les périodes de demande de pointe.

Dans le monde entier, l’hydroélectricité à réserve pompée (PSH) est la forme de stockage d’énergie sur réseau actif de plus grande capacité disponible et, en mars 2012, l’Electric Power Research Institute (EPRI) rapporte que la PSH représente plus de 99 % de la capacité de stockage en vrac dans le monde, soit environ 127 000 MW. L’efficacité énergétique du PSH varie dans la pratique entre 70 et 80 %, avec des déclarations allant jusqu’à 87 %.

Lorsque la demande électrique est faible, la capacité de production excédentaire est utilisée pour pomper l’eau d’une source plus basse dans un réservoir plus élevé. Lorsque la demande augmente, l’eau est relâchée dans un réservoir inférieur (ou un cours d’eau ou un plan d’eau) par le biais d’une turbine, produisant ainsi de l’électricité. Les ensembles turbine-générateur réversibles font à la fois office de pompe et de turbine (généralement une turbine Francis). Presque toutes les installations utilisent la différence de hauteur entre deux plans d’eau. Les centrales de pompage-turbinage pur déplacent l’eau entre les réservoirs, tandis que l’approche « pump-back » est une combinaison de pompage-turbinage et de centrales hydroélectriques classiques qui utilisent le débit naturel des cours d’eau.

Air compriméEdit

Une locomotive à air comprimé utilisée à l’intérieur d’une mine entre 1928 et 1961.

Le stockage d’énergie à air comprimé (CAES) utilise l’énergie excédentaire pour comprimer l’air en vue d’une production ultérieure d’électricité. Des systèmes à petite échelle sont utilisés depuis longtemps dans des applications telles que la propulsion des locomotives de mine. L’air comprimé est stocké dans un réservoir souterrain, tel qu’un dôme de sel.

Les centrales de stockage d’énergie à air comprimé (CAES) peuvent combler l’écart entre la volatilité de la production et la charge. Le stockage CAES répond aux besoins énergétiques des consommateurs en fournissant efficacement une énergie facilement disponible pour répondre à la demande. Les sources d’énergie renouvelables comme l’énergie éolienne et l’énergie solaire varient. Ainsi, lorsqu’elles fournissent peu d’énergie, elles doivent être complétées par d’autres formes d’énergie pour répondre à la demande. Les centrales de stockage d’énergie à air comprimé peuvent absorber le surplus d’énergie produit par les sources d’énergie renouvelables pendant les périodes de surproduction d’énergie. Cette énergie stockée peut être utilisée ultérieurement lorsque la demande d’électricité augmente ou que la disponibilité des ressources énergétiques diminue.

La compression de l’air crée de la chaleur ; l’air est plus chaud après la compression. La dilatation nécessite de la chaleur. Si aucune chaleur supplémentaire n’est ajoutée, l’air sera beaucoup plus froid après l’expansion. Si la chaleur générée pendant la compression peut être stockée et utilisée pendant l’expansion, l’efficacité s’améliore considérablement. Un système CAES peut traiter la chaleur de trois façons. Le stockage de l’air peut être adiabatique, diabatique ou isotherme. Une autre approche utilise l’air comprimé pour alimenter les véhicules.

Volant d’inertieEdit

Les principaux composants d’un volant d’inertie typique.

Un volant d’inertie du système de récupération d’énergie cinétique Flybrid. Construit pour être utilisé sur les voitures de course de Formule 1, il est employé pour récupérer et réutiliser l’énergie cinétique captée lors du freinage.

Le stockage d’énergie par volant d’inertie (FES) fonctionne en accélérant un rotor (un volant d’inertie) à une très grande vitesse, retenant l’énergie sous forme d’énergie de rotation. Lorsque l’énergie est ajoutée, la vitesse de rotation du volant d’inertie augmente, et lorsque l’énergie est extraite, la vitesse diminue, en raison de la conservation de l’énergie.

La plupart des systèmes FES utilisent l’électricité pour accélérer et décélérer le volant d’inertie, mais des dispositifs qui utilisent directement l’énergie mécanique sont à l’étude.

Les systèmes FES ont des rotors fabriqués à partir de composites en fibre de carbone à haute résistance, suspendus par des paliers magnétiques et tournant à des vitesses de 20 000 à plus de 50 000 tours par minute (rpm) dans une enceinte à vide. Ces volants d’inertie peuvent atteindre leur vitesse maximale (« charge ») en quelques minutes. Le système de volant d’inertie est relié à une combinaison moteur électrique/générateur.

Les systèmes FES ont des durées de vie relativement longues (durant des décennies avec peu ou pas d’entretien ; les durées de vie en cycle complet citées pour les volants d’inertie vont de plus de 105, jusqu’à 107, cycles d’utilisation), une énergie spécifique élevée (100-130 W-h/kg, ou 360-500 kJ/kg) et une densité de puissance.

Modification gravitationnelle de masse solide

La modification de l’altitude des masses solides peut stocker ou libérer de l’énergie via un système d’élévation entraîné par un moteur/générateur électrique. Des études suggèrent que l’énergie peut commencer à être libérée avec aussi peu qu’une seconde d’avertissement, faisant de la méthode une alimentation supplémentaire utile dans un réseau électrique pour équilibrer les surcharges.

Les rendements peuvent atteindre 85% de récupération de l’énergie stockée.

Cela peut être réalisé en plaçant les masses à l’intérieur d’anciens puits de mine verticaux ou dans des tours spécialement construites où les poids lourds sont treuillés pour stocker l’énergie et autorisés à une descente contrôlée pour la libérer. À 2020, un prototype de magasin vertical est en cours de construction à Édimbourg, en Écosse

Le stockage d’énergie potentielle ou d’énergie gravitaire était en développement actif en 2013 en association avec le California Independent System Operator. Il a examiné le déplacement de wagons-trémies remplis de terre et entraînés par des locomotives électriques de plus bas en plus haut.

Les autres méthodes proposées comprennent :-

• l’utilisation de rails et de grues pour déplacer des poids de béton de haut en bas ;
• l’utilisation de plates-formes de ballons à énergie solaire en haute altitude supportant des treuils pour soulever et abaisser des masses solides élinguées sous eux,
• l’utilisation de treuils supportés par une barge océanique pour profiter d’une différence d’altitude de 4 km (13 000 pieds) entre la surface de la mer et le fond marin,

Tour d’accumulation de chauffage urbain de Theiss près de Krems an der Donau en Basse-Autriche avec une capacité thermique de 2 GWh

ThermalEdit

Le stockage de l’énergie thermique (TES) est le stockage ou l’évacuation temporaire de la chaleur.

Chaleur sensible thermiqueEdit

Le stockage de la chaleur sensible tire parti de la chaleur sensible d’un matériau pour stocker l’énergie.

Le stockage saisonnier de l’énergie thermique (STES) permet d’utiliser la chaleur ou le froid des mois après qu’il ait été collecté à partir d’énergie résiduelle ou de sources naturelles. Le matériau peut être stocké dans des aquifères confinés, des groupes de trous de forage dans des substrats géologiques tels que le sable ou la roche-mère cristalline, dans des fosses revêtues remplies de gravier et d’eau, ou dans des mines remplies d’eau. Les projets de stockage saisonnier de l’énergie thermique (STES) sont souvent rentabilisés en quatre à six ans. C’est le cas de la communauté solaire de Drake Landing, au Canada, pour laquelle 97 % de la chaleur produite toute l’année est fournie par des capteurs solaires thermiques installés sur le toit des garages, avec un stockage d’énergie thermique par forage (STES) comme technologie de base. À Braedstrup, au Danemark, le système de chauffage solaire urbain de la communauté utilise également le BTES, à une température de 65 °C (149 °F). Une pompe à chaleur, qui ne fonctionne que lorsqu’il y a un excédent d’énergie éolienne disponible sur le réseau national, est utilisée pour porter la température à 80 °C (176 °F) pour la distribution. Lorsque l’électricité éolienne excédentaire n’est pas disponible, une chaudière à gaz est utilisée. Vingt pour cent de la chaleur de Braedstrup est solaire.

Chaleur latente thermique (LHTES)Edit

Les systèmes de stockage d’énergie thermique à chaleur latente fonctionnent en transférant la chaleur vers ou depuis un matériau pour changer sa phase. Un changement de phase est la fusion, la solidification, la vaporisation ou la liquéfaction. Un tel matériau est appelé matériau à changement de phase (MCP). Les matériaux utilisés dans les LHTES ont souvent une chaleur latente élevée de sorte qu’à leur température spécifique, le changement de phase absorbe une grande quantité d’énergie, bien plus que la chaleur sensible.

Un accumulateur de vapeur est un type de LHTES où le changement de phase se fait entre liquide et gaz et utilise la chaleur latente de vaporisation de l’eau. Les systèmes de climatisation à accumulation de glace utilisent l’électricité en heures creuses pour stocker le froid en congelant l’eau en glace. Le froid stocké dans la glace se libère pendant le processus de fonte et peut être utilisé pour le refroidissement aux heures de pointe.

Stockage d’énergie thermique cryogéniqueEdit

Voir article principal Stockage d’énergie cryogénique

L’air peut être liquéfié par refroidissement à l’aide d’électricité et stocké comme cryogène avec les technologies existantes. L’air liquide peut ensuite être détendu par une turbine et l’énergie récupérée sous forme d’électricité. Le système a fait l’objet d’une démonstration dans une usine pilote au Royaume-Uni en 2012.En 2019, Highview a annoncé son intention de construire une centrale de 50 MW dans le nord de l’Angleterre et le nord du Vermont, l’installation proposée pouvant stocker cinq à huit heures d’énergie, soit une capacité de stockage de 250 à 400 MWh.

Batterie de CarnotModifier

Voir article principal Batterie de Carnot

L’énergie électrique peut être stockée dans un stockage de chaleur par chauffage résistif ou par des pompes à chaleur, et la chaleur stockée peut être reconvertie en électricité via le cycle de Rankine ou le cycle de Brayton.Cette technologie a été étudiée pour réaménager les centrales électriques au charbon existantes en systèmes de production sans combustible fossile. Les chaudières à charbon sont remplacées par un stockage de chaleur à haute température qui est chargé par l’électricité excédentaire provenant de sources d’énergie renouvelables variables.En 2020, le Centre aérospatial allemand commence à construire le premier système de batterie de Carnot à grande échelle au monde, qui a une capacité de stockage de 1 000 MWh.

ElectrochimiqueEdit

Batterie rechargeableEdit

Un banc de batteries rechargeables utilisé comme alimentation sans interruption dans un centre de données

Une batterie rechargeable comprend une ou plusieurs cellules électrochimiques. Elle est dite « pile secondaire » car ses réactions électrochimiques sont électriquement réversibles. Les batteries rechargeables se présentent sous de nombreuses formes et tailles, allant des piles boutons aux systèmes de réseau de mégawatts.

Les batteries rechargeables ont un coût total d’utilisation et un impact environnemental plus faibles que les batteries non rechargeables (jetables). Certains types de piles rechargeables sont disponibles dans les mêmes facteurs de forme que les piles jetables. Les batteries rechargeables ont un coût initial plus élevé mais peuvent être rechargées à très bas prix et utilisées de nombreuses fois.

Les chimies courantes des batteries rechargeables comprennent :

• Batterie au plomb : Les batteries plomb-acide détiennent la plus grande part de marché des produits de stockage électrique. Une seule cellule produit environ 2V lorsqu’elle est chargée. À l’état chargé, l’électrode négative en plomb métallique et l’électrode positive en sulfate de plomb sont immergées dans un électrolyte d’acide sulfurique dilué (H2SO4). Dans le processus de décharge, les électrons sont poussés hors de la cellule alors que le sulfate de plomb se forme à l’électrode négative tandis que l’électrolyte est réduit en eau.

• La technologie de la batterie plomb-acide a été largement développée. L’entretien nécessite une main d’œuvre minimale et son coût est faible. La capacité énergétique disponible de la batterie est soumise à une décharge rapide, ce qui entraîne une faible durée de vie et une faible densité énergétique.

• Batterie nickel-cadmium (NiCd) : Utilise de l’hydroxyde d’oxyde de nickel et du cadmium métallique comme électrodes. Le cadmium est un élément toxique, et a été interdit pour la plupart des utilisations par l’Union européenne en 2004. Les piles nickel-cadmium ont été presque entièrement remplacées par les piles nickel-métal-hydrure (NiMH).
• Pile nickel-métal-hydrure (NiMH) : Les premiers types commerciaux ont été disponibles en 1989. Ils sont maintenant un type commun pour le consommateur et l’industrie. La batterie a un alliage absorbant l’hydrogène pour l’électrode négative au lieu du cadmium.
• Batterie lithium-ion : Le choix dans de nombreux appareils électroniques grand public et ont l’un des meilleurs rapports énergie-masse et une autodécharge très lente lorsqu’ils ne sont pas utilisés.
• Batterie lithium-ion polymère : Ces batteries sont légères et peuvent être fabriquées dans n’importe quelle forme souhaitée.

Batterie à fluxÉditer

Une batterie à flux fonctionne en faisant passer une solution sur une membrane où les ions sont échangés pour charger ou décharger la cellule. La tension de la cellule est déterminée chimiquement par l’équation de Nernst et varie, dans les applications pratiques, de 1,0 V à 2,2 V. La capacité de stockage dépend du volume de la solution. Sur le plan technique, une pile à écoulement est apparentée à la fois à une pile à combustible et à une pile d’accumulateur électrochimique. Les applications commerciales sont pour le stockage à demi-cycle long, comme l’alimentation de secours du réseau.

SupercondensateurEdit

L’un d’une flotte de capabus électriques alimentés par des supercondensateurs, à une station de recharge rapide-arrêt de bus, en service pendant l’Expo 2010 Shanghai Chine. On peut voir des rails de charge suspendus au-dessus du bus.

Les supercondensateurs, également appelés condensateurs électriques à double couche (EDLC) ou ultracondensateurs, sont une famille de condensateurs électrochimiques qui n’ont pas de diélectrique solide conventionnel. La capacité est déterminée par deux principes de stockage, la capacité à double couche et la pseudo-capacité.

Les supercondensateurs comblent le fossé entre les condensateurs classiques et les batteries rechargeables. Ils stockent le plus d’énergie par unité de volume ou de masse (densité énergétique) parmi les condensateurs. Ils supportent jusqu’à 10 000 farads/1,2 Volt, soit jusqu’à 10 000 fois plus que les condensateurs électrolytiques, mais délivrent ou acceptent moins de la moitié de la puissance par unité de temps (densité de puissance).

Si les supercondensateurs ont une énergie spécifique et des densités d’énergie qui représentent environ 10 % de celles des batteries, leur densité de puissance est généralement 10 à 100 fois supérieure. Il en résulte des cycles de charge/décharge beaucoup plus courts. De même, ils tolèrent beaucoup plus de cycles de charge-décharge que les batteries.

Les supercondensateurs ont de nombreuses applications, notamment :

• Courant d’alimentation faible pour la sauvegarde de la mémoire dans les mémoires statiques à accès aléatoire (SRAM)
• Puissance pour les voitures, les autobus, les trains, les grues et les ascenseurs, y compris la récupération d’énergie au freinage, le stockage d’énergie à court terme et la fourniture d’énergie en mode rafale

Autres produits chimiquesEdit

Puissance au gazEdit

Le power to gas est la conversion de l’électricité en un combustible gazeux tel que l’hydrogène ou le méthane. Les trois méthodes commerciales utilisent l’électricité pour réduire l’eau en hydrogène et en oxygène au moyen de l’électrolyse.

Dans la première méthode, l’hydrogène est injecté dans le réseau de gaz naturel ou est utilisé pour le transport. La deuxième méthode consiste à combiner l’hydrogène avec du dioxyde de carbone pour produire du méthane en utilisant une réaction de méthanation telle que la réaction de Sabatier, ou une méthanation biologique, ce qui entraîne une perte de conversion énergétique supplémentaire de 8%. Le méthane peut ensuite être injecté dans le réseau de gaz naturel. La troisième méthode utilise le gaz de sortie d’un générateur de gaz de bois ou d’une usine de biogaz, après l’amélioration du biogaz, mélangé avec l’hydrogène de l’électrolyseur, pour améliorer la qualité du biogaz.

HydrogèneEdit

L’élément hydrogène peut être une forme d’énergie stockée. L’hydrogène peut produire de l’électricité via une pile à combustible à hydrogène.

À des pénétrations inférieures à 20% de la demande du réseau, les énergies renouvelables ne changent pas sévèrement l’économie ; mais au-delà d’environ 20% de la demande totale, le stockage externe devient important. Si ces sources sont utilisées pour fabriquer de l’hydrogène ionique, elles peuvent être librement développées. Un programme pilote communautaire de cinq ans utilisant des éoliennes et des générateurs d’hydrogène a débuté en 2007 dans la communauté éloignée de Ramea, à Terre-Neuve-et-Labrador. Un projet similaire a débuté en 2004 à Utsira, une petite île norvégienne.

Les pertes d’énergie impliquées dans le cycle de stockage de l’hydrogène proviennent de l’électrolyse de l’eau, de la liquéfaction ou de la compression de l’hydrogène et de la conversion en électricité.

Environ 50 kW-h (180 MJ) d’énergie solaire sont nécessaires pour produire un kilogramme d’hydrogène, le coût de l’électricité est donc crucial. À 0,03 $/kWh, un tarif de ligne haute tension hors pointe courant aux États-Unis, l’hydrogène coûte 1,50 $ par kilogramme pour l’électricité, soit l’équivalent de 1,50 $/gallon pour l’essence. Les autres coûts comprennent l’usine d’électrolyse, les compresseurs d’hydrogène ou la liquéfaction, le stockage et le transport.

L’hydrogène peut également être produit à partir d’aluminium et d’eau en décapant la barrière d’oxyde d’aluminium naturellement présente dans l’aluminium et en l’introduisant dans l’eau. Cette méthode est avantageuse car les canettes d’aluminium recyclées peuvent être utilisées pour produire de l’hydrogène. Cependant, les systèmes permettant d’exploiter cette option n’ont pas été développés commercialement et sont beaucoup plus complexes que les systèmes d’électrolyse. Les méthodes courantes pour décaper la couche d’oxyde comprennent des catalyseurs caustiques comme l’hydroxyde de sodium et des alliages avec du gallium, du mercure et d’autres métaux.

Le stockage souterrain de l’hydrogène est la pratique du stockage de l’hydrogène dans les cavernes, les dômes de sel et les champs de pétrole et de gaz épuisés. De grandes quantités d’hydrogène gazeux ont été stockées dans des cavernes par Imperial Chemical Industries pendant de nombreuses années sans aucune difficulté. Le projet européen Hyunder a indiqué en 2013 que le stockage de l’énergie éolienne et solaire à l’aide d’hydrogène souterrain nécessiterait 85 cavernes.

Powerpaste est un gel fluide à base de magnésium et d’hydrogène qui libère de l’hydrogène lorsqu’il réagit avec l’eau. Il a été inventé, breveté et est développé par l’Institut Fraunhofer pour les technologies de fabrication et les matériaux avancés (IFAM) de la Fraunhofer-Gesellschaft. Le Powerpaste est fabriqué en combinant de la poudre de magnésium avec de l’hydrogène pour former de l’hydrure de magnésium dans un processus mené à 350 °C et à cinq à six fois la pression atmosphérique. Un ester et un sel métallique sont ensuite ajoutés pour obtenir le produit fini. Fraunhofer indique qu’il est en train de construire une usine de production dont le démarrage est prévu pour 2021 et qui produira 4 tonnes de Powerpaste par an. Fraunhofer a fait breveter son invention aux États-Unis et dans l’Union européenne. Fraunhofer affirme que Powerpaste est capable de stocker l’énergie de l’hydrogène à une densité d’énergie 10 fois supérieure à celle d’une batterie au lithium de dimension similaire et qu’il est sûr et pratique pour les situations automobiles.

MéthaneEdit

Le méthane est l’hydrocarbure le plus simple dont la formule moléculaire est CH4. Le méthane est plus facile à stocker et à transporter que l’hydrogène. Les infrastructures de stockage et de combustion (gazoducs, gazomètres, centrales électriques) sont matures.

Le gaz naturel synthétique (syngas ou SNG) peut être créé dans un processus en plusieurs étapes, en commençant par l’hydrogène et l’oxygène. L’hydrogène est ensuite mis en réaction avec le dioxyde de carbone dans un processus de Sabatier, produisant du méthane et de l’eau. Le méthane peut être stocké et utilisé ultérieurement pour produire de l’électricité. L’eau obtenue est recyclée, ce qui réduit les besoins en eau. Dans l’étape d’électrolyse, l’oxygène est stocké pour la combustion du méthane dans un environnement d’oxygène pur dans une centrale électrique adjacente, éliminant les oxydes d’azote.

La combustion du méthane produit du dioxyde de carbone (CO2) et de l’eau. Le dioxyde de carbone peut être recyclé pour relancer le processus Sabatier et l’eau peut être recyclée pour une nouvelle électrolyse. La production, le stockage et la combustion du méthane recyclent les produits de la réaction.

Le CO2 a une valeur économique en tant que composant d’un vecteur de stockage de l’énergie, et non un coût comme dans la capture et le stockage du carbone.

Power to liquidEdit

Le power to liquid est similaire au power to gas sauf que l’hydrogène est converti en liquides tels que le méthanol ou l’ammoniac. Ceux-ci sont plus faciles à manipuler que les gaz, et nécessitent moins de précautions de sécurité que l’hydrogène. Ils peuvent être utilisés pour les transports, notamment les avions, mais aussi à des fins industrielles ou dans le secteur de l’énergie.

BiocarburantsModifier

Divers biocarburants tels que le biodiesel, l’huile végétale, les carburants alcoolisés ou la biomasse peuvent remplacer les combustibles fossiles. Divers procédés chimiques peuvent convertir le carbone et l’hydrogène du charbon, du gaz naturel, de la biomasse végétale et animale et des déchets organiques en hydrocarbures courts adaptés au remplacement des carburants hydrocarbonés existants. Le diesel Fischer-Tropsch, le méthanol, l’éther diméthylique et le gaz de synthèse en sont des exemples. Cette source de diesel a été largement utilisée pendant la Seconde Guerre mondiale en Allemagne, qui avait un accès limité aux réserves de pétrole brut. L’Afrique du Sud produit la majeure partie de son diesel à partir du charbon pour des raisons similaires. Un prix du pétrole à long terme supérieur à 35 dollars américains par baril pourrait rendre ces carburants liquides synthétiques à grande échelle économiques.

AluminiumEdit

L’aluminium a été proposé comme magasin d’énergie par un certain nombre de chercheurs. Son équivalent électrochimique (8,04 Ah/cm3) est près de quatre fois supérieur à celui du lithium (2,06 Ah/cm3). L’énergie peut être extraite de l’aluminium en le faisant réagir avec de l’eau pour générer de l’hydrogène. Cependant, il doit d’abord être débarrassé de sa couche d’oxyde naturelle, un processus qui nécessite une pulvérisation, des réactions chimiques avec des substances caustiques ou des alliages. Le sous-produit de la réaction pour créer de l’hydrogène est l’oxyde d’aluminium, qui peut être recyclé en aluminium avec le procédé Hall-Héroult, ce qui rend la réaction théoriquement renouvelable. Si le procédé Hall-Héroult est exécuté en utilisant l’énergie solaire ou éolienne, l’aluminium pourrait être utilisé pour stocker l’énergie produite avec une efficacité plus élevée que l’électrolyse solaire directe.

Bore, silicium et zincEdit

Le bore, le silicium et le zinc ont été proposés comme solutions de stockage de l’énergie.

Autres produits chimiquesEdit

Le composé organique norbornadiène se transforme en quadricyclane lorsqu’il est exposé à la lumière, stockant l’énergie solaire comme l’énergie des liaisons chimiques. Un système fonctionnel a été développé en Suède en tant que système solaire thermique moléculaire.

Méthodes électriquesEdit

CondensateurEdit

Ce condensateur à film mylar, rempli d’huile, a une très faible inductance et une faible résistance, pour fournir la grande puissance (70 mégawatts) et la très grande vitesse (1.2 microseconde) les décharges nécessaires pour faire fonctionner un laser à colorant.

Un condensateur (connu à l’origine sous le nom de « condensateur ») est un composant électrique passif à deux bornes utilisé pour stocker de l’énergie de manière électrostatique. Les condensateurs pratiques varient beaucoup, mais tous contiennent au moins deux conducteurs électriques (plaques) séparés par un diélectrique (c’est-à-dire un isolant). Un condensateur peut stocker de l’énergie électrique lorsqu’il est déconnecté de son circuit de charge. Il peut donc être utilisé comme une batterie temporaire ou comme d’autres types de systèmes de stockage d’énergie rechargeables. Les condensateurs sont couramment utilisés dans les appareils électroniques pour maintenir l’alimentation électrique pendant que les batteries se remplacent. (Cela permet d’éviter la perte d’informations dans la mémoire volatile.) Les condensateurs conventionnels fournissent moins de 360 joules par kilogramme, alors qu’une batterie alcaline conventionnelle a une densité de 590 kJ/kg.

Les condensateurs stockent l’énergie dans un champ électrostatique entre leurs plaques. Étant donné une différence de potentiel entre les conducteurs (par exemple, lorsqu’un condensateur est fixé à une batterie), un champ électrique se développe à travers le diélectrique, entraînant une charge positive (+Q) sur une plaque et une charge négative (-Q) sur l’autre plaque. Si une batterie est attachée à un condensateur pendant une durée suffisante, aucun courant ne peut circuler dans le condensateur. Cependant, si une tension accélérée ou alternative est appliquée entre les fils du condensateur, un courant de déplacement peut circuler. Outre les plaques de condensateur, la charge peut également être stockée dans une couche diélectrique.

La capacité est plus grande étant donné une séparation plus étroite entre les conducteurs et lorsque les conducteurs ont une plus grande surface. En pratique, le diélectrique entre les plaques émet une petite quantité de courant de fuite et présente une limite d’intensité de champ électrique, appelée tension de claquage. Cependant, l’effet de récupération d’un diélectrique après un claquage à haute tension est prometteur pour une nouvelle génération de condensateurs auto-réparateurs. Les conducteurs et les fils introduisent une inductance et une résistance indésirables.

La recherche évalue les effets quantiques des condensateurs à l’échelle nanométrique pour les batteries quantiques numériques.

Magnétisme supraconducteurModifier

Les systèmes de stockage d’énergie magnétique supraconducteur (SMES) stockent l’énergie dans un champ magnétique créé par le flux de courant continu dans une bobine supraconductrice qui a été refroidie à une température inférieure à sa température critique de supraconduction. Un système SMES typique comprend une bobine supraconductrice, un système de conditionnement d’énergie et un réfrigérateur. Une fois la bobine supraconductrice chargée, le courant ne décroît pas et l’énergie magnétique peut être stockée indéfiniment.

L’énergie stockée peut être libérée dans le réseau en déchargeant la bobine. L’onduleur/redresseur associé représente environ 2 à 3 % de perte d’énergie dans chaque sens. Les systèmes SMES sont ceux qui perdent le moins d’électricité au cours du processus de stockage de l’énergie par rapport aux autres méthodes de stockage de l’énergie. Les systèmes SMES offrent une efficacité aller-retour supérieure à 95 %.

En raison des besoins énergétiques de la réfrigération et du coût du fil supraconducteur, le SMES est utilisé pour le stockage de courte durée, comme l’amélioration de la qualité de l’énergie. Il a également des applications dans l’équilibrage du réseau.