Aimants supraconducteurs pour le stockage à l'échelle du réseau

Le stockage d'énergie magnétique supraconducteur (SMES) a longtemps été considéré comme une technologie à grande échelle car il offre une décharge d'énergie instantanée et un nombre théoriquement infini de cycles de recharge. Jusqu'à récemment, cependant, les coûts matériels des dispositifs PME étaient prohibitifs pour toutes les applications, sauf les très petites. Désormais un projet financé par le Département américain de l'énergie (DOE) pourrait ouvrir la voie à la technologie PME qui offre des mégawattheures de stockage d'énergie. Une telle capacité devient de plus en plus nécessaire pour les réseaux électriques qui doivent équilibrer l'intermittence des sources d'énergie renouvelables.

Dans un DOE Agence des projets de recherche avancée pour l'énergie (ARPA-E) conférence à Washington, D.C. le 2 mars, société d'ingénierie basée en Suisse FIGUE a décrit les plans d'un prototype de démonstration de faisabilité de PME de 3,3 kilowattheures. L'appareil stockera de l'électricité sous la forme d'un champ magnétique généré par un courant continu circulant dans des fils supraconducteurs. La géométrie des bobines supraconductrices crée un champ électromagnétique hautement contenu, mais relativement peu d'énergie est nécessaire pour maintenir le champ. L'énergie est libérée en déchargeant les bobines.

ABB collabore avec le fabricant de fils supraconducteurs Superpuissance , Laboratoire national de Brookhaven , et l'Université de Houston dans le cadre de la subvention ARPA-E de 4,2 millions de dollars. L'objectif ultime du groupe est de développer un appareil à échelle commerciale de 1 à 2 mégawattheures qui soit compétitif par rapport aux batteries plomb-acide, a déclaré le chef de projet ABB, V.R. Ramanan.

Selon une étude récente de Institut de recherche sur l'énergie électrique . L'hydroélectricité pompée, qui stocke l'énergie en pompant de l'eau en amont, et l'air comprimé, qui stocke l'énergie sous forme d'air comprimé dans des cavernes souterraines, sont aujourd'hui les deux principales méthodes de stockage d'énergie à grande échelle. Ces approches sont cependant limitées aux zones avec des lacs ou d'autres réservoirs à haute altitude ou avec des cavernes souterraines.

L'un des principaux avantages des PME par rapport aux autres technologies de stockage d'énergie est sa capacité à libérer rapidement l'énergie stockée. Il peut passer d'une charge complète à une décharge complète - aucune autre technologie ne peut le faire, déclare Cesar Luongo, coordinateur principal de la division des aimants pour le Réacteur expérimental thermonucléaire international projet à Cadarache, France, qui n'est pas impliqué dans le projet.

La décharge rapide rend les PME attrayantes pour stabiliser rapidement les lignes de transmission à haute tension pendant les périodes d'utilisation intensive. Surtout, ABB développe des commutateurs électriques qui permettraient aux systèmes de PME de libérer leur énergie progressivement, jusqu'à une heure, pour aider à compenser les baisses de production des sources d'énergie renouvelables telles que l'éolien et le solaire.

Luongo dit que pour rivaliser avec les batteries au plomb et d'autres technologies, les systèmes SMES peuvent devoir être considérablement plus gros que les appareils de 1 à 2 mégawattheures envisagés par ABB. Ils peuvent avoir besoin d'offrir des dizaines de mégawattheures de stockage, dit Luongo, et plus les autres technologies sont chères, plus ce point de croisement s'éloigne.

Steven Minnihan, analyste chez Recherche Lux , affirme que les appareils PME devraient durer plus longtemps que les volants d'inertie ou les batteries, car ils n'ont pas de pièces mobiles. Mais, dit-il, les coûts matériels restent élevés. Le véritable avantage est sa durée de vie substantielle par rapport aux batteries et aux volants d'inertie, mais je ne pense pas que ce soit la technologie la plus rentable, dit Minnihan.

Les systèmes SMES ont à peu près la même durée de vie que les systèmes hydrauliques pompés et à air comprimé : 10 à 20 ans, contre 1 à 10 ans pour les batteries et 8 à 12 ans pour les volants d'inertie, explique Minnihan. Il a des réserves sur l'approche d'ABB car elle nécessite de grandes quantités de fils supraconducteurs à haute température qui, aux prix actuels, rendraient les systèmes SMES à l'échelle du réseau prohibitifs.

Bien que le coût du fil supraconducteur ait considérablement baissé ces dernières années, Ramanan admet qu'il devrait encore baisser de 300 % pour que les PME soient compétitives par rapport aux autres technologies de stockage d'énergie à l'échelle du réseau. Il dit que la réduction du coût du fil est un défi technique important, mais ajoute que relever de tels défis est le but des projets financés par l'ARPA-E. Si nous ne pensions pas que cela avait du potentiel, nous ne serions pas allés après cela, dit-il.

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