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PARCOURS C

ÉNERGIES RENOUVELABLES : PRODUCTION, STOCKAGE ET GESTION

Caractérisation d’un système CAES* et démonstration de son intégration au bâti, pour le stockage énergétique et la quadri-génération

Procédés à pression atmosphérique pour la fabrication industrielle de cellules solaires.

Faisabilité de laminés PV souples en cellules c-Si et GaAs exfolié, pour composants BIPV compétitifs.

Optimisation du panneau hybride PVT DualSun.

Matériaux thermoplastiques pour pales et capots de nacelle

Évaluation de l’impact environnemental du développement de la filière géothermie haute énergie dans les territoires d’Outre-Mer.

Étude du vieillissement des capteurs solaires thermiques. Introduction à la notion de durée de vie.

Optimisation de la flexibilité électrique de bâtiments dont un microgrid intégrant le stockage d’électricité

Etude du risque de colmatage et optimisation des procédés de traitement des doublets géothermiques superficiels

Valorisation des surfaces d’intégration horizontales pour la production d’électricité et l’amélioration de l’efficacité énergétique des bâtiments récepteurs.

Cellules et modules photovoltaïques à contacts arrière et en technologie haute tension i-cell.

Multi-fidelity Decision making tools for Wave Energy SysTems.

Methods to Obtain Refined Environmental Data from the Seas.

Développement d’une technologie de cellules photovoltaïques en couches minces CIGS avec des procédés à pression atmosphérique.

Optimisation énergétique d’une pompe à chaleur haute température.

Prévisions des Energies renouvelables et Garantie Active par le Stockage d’Energie.

Retour d’Expérience sur les Études de Potentiel Eolien en France.

Smart Grid Solaire Themique

Evaluation de la réserve pour l’intégration du PV

Prévision très court terme du rayonnement solaire par des modèles issus de la finance.

PROJETS

AIR4POWER

APPI

BIP GAAS

DUALSUN OPT

EFFIWIND

EVALGTHDOM

EVODIE

FLEXBAT

GEOCLOGGING

HORIZON PV

HVOLT PV

MIDWEST

MOREDATAS

NOVAZOLAR

PACRET +

PEGASE

REEPEF

SMART GRID SOLAIRE

SMART RESERVESOLFIN

SÉMINAIRE R&D ADEMELA RECHERCHE AU SERVICE DE LA TRANSITION ÉNERGÉTIQUE

PARCOURS C


AIR4POWERCaractérisation d’un système CAES* et démonstration de son intégration au bâti, pour le stockage énergétique et la quadri-générationProjet accompagné dans le cadre de l’APR Energie Durable 2015

CONTEXTE

L’atteinte des objectifs inscrits dans le projet de loi de transition énergétique à horizon 2025 ne pourra se faire sans une modifi-cation des comportements des usagers. Si l’approche sociétale reste cruciale, une approche technologique au profit des éner-gies renouvelables est également nécessaire pour apporter une réponse pragmatique aux enjeux environnementaux. Ainsi, des innovations de rupture dans les systèmes de stockage seront indispensables à l’évolution des mix énergétiques. Le projet AIR4POWER recherche s’inscrit dans ce contexte de transition énergétique, en répondant à la question essentielle du stoc-kage et de la gestion de l’énergie, posée dans la feuille de route «Stockage» de l’ADEME et l’étude ADEME/ATEE/DGCIS. Il entre dans le cadre du programme «Production Durable et Energie renouvelable » de la stratégie recherche, développement et innovation (RDI) de l’ADEME. Ce projet de recherche est mené avec le CSTB et le CETHIL.

OBJECTIFS

Le projet vise à démontrer la pertinence d’une solution inno-vante de stockage des énergies renouvelables (EnR) à l’échelle du bâtiment. Cette solution, basée sur un système à air com-primé isotherme :

• Permettrait de stocker l’énergie (en infra journalier ou inter saisonnier),

• Serait intégrée au bâtiment en exploitant les vides des struc-tures, tout en ne générant pas de report de poids au sol,

• Restituerait l’énergie sous quatre formes (Quadri généra-tion) : électricité, chaleur, froid et air,

• Atteindrait globalement de bons rendements (supérieur à 85% théorique),

• Permettrait une interaction des bâtiments avec les réseaux thermiques et électriques (type smartgrid) en augmentant et optimisant la part des EnR,

• Viserait un effacement des pointes de consommation,• Proposerait une gestion dynamique (injection et consomma-

tion) de la distribution d’énergie.

Aujourd’hui, la technologie CAES est validée et se situe à l’échelle 6 de Niveau de Maturité Technologique (TRL 6). Le projet consiste à adapter cette technologie aux contraintes du bâtiment. Une démonstration en environnement représenta-tif sera réalisée par simulation sur maquette numérique. Les connaissances acquises permettront de faire évoluer notre pro-jet de TRL 4 à TRL 6.

AIR4POWER

Date démarrage : Juin 2016 Durée : 18 moisCoût total : 274 000 €Coordinateur : AIA IngénieriePartenaires : CSTB, CETHIL

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DÉROULEMENT

Le programme de recherche s’articule de la manière suivante :• Dimensionnement structurel, thermique et thermodyna-

mique : 9 mois• Evaluation technico-économique et positionnement straté-

gique : 6 mois• Intégration de la solution AIR4POWER dans son environ-

nement (réglementaire, normatif , juridique, acceptabilité sociale) : 3 mois

• Réalisation d’une Analyse de Cycle de Vie (ACV) : 6 mois• Le début du programme de recherche est prévu pour juin

2016 et s’écoulera sur 18 mois jusqu’à fin 2017.

En parallèle, des démarches sont engagées pour réaliser des essais sur le matériel, travailler sur le marquage CE de la solu-tion et envisager un démonstrateur échelle 1 pour 2018.

CARACTÈRE INNOVANT

Actuellement, des technologies CAES sont en développement en régime haute pression (200 Bars), soit :• Dans des cavités géologiques (rendements de 60 à 70 %) -

projet Adèle (Allemagne), projet SEARCH (France), dans des montagnes (Sté ALACAES), dans des lacs ou océans (Thin Red Line Aerospace).

• Dans de petits volumes haute pression : Enairys (Suisse),• Dans de grands volumes ou des cavités géologiques :

Lightsail / SustainX (USA),

Elles présentent un réel intérêt énergétique et économique et visent des rendements supérieurs à 70% (aujourd’hui à 60%).Le caractère innovant de la solution AIR4POWER repose sur l’utilisation avantageuse des spécificités architecturales et structurelles (vides de structure et sol libéré des fondations) de certains bâtiments permettant d’y stocker l’énergie.On distingue 2 types d’éléments architecturaux pouvant stoc-ker l’énergie :• Des vides de structure pouvant stocker de l’énergie élec-

trique (sous forme d’air comprimé), et thermique : il s’agit des vides dans les planchers SVS (Stockage dans les Vides de Structure) ou CVS (Caissons dans les Vides de Structure).

• le Sol Libéré des Fondations (SLF) permet de stocker la cha-leur produite par la compression du gaz. Cette chaleur est alors stockée dans des réservoirs étanches sous vides situés dans un ensemble de pieux localisés dans le SLF.

OÙ EN EST LE PROJET ?

Premières pré-études réalisées depuis 6 mois.

APPLICATION ET VALORISATION

5 applications principales :

AIR4POWER city

• Quartier souhaitant être alimenté en EnR (chaud, froid, élec-tricité, air comprimé) à tout moment de la journée et de la nuit

• Ex : Réhabilitation d’un quartier, installation d’une zone de stockage énergétique pour compléter la production en EnR, etc.

• Principalement des constructions nouveaux quartiers type smart-grid / micro-grid ou réhabilitations

AIR4POWER vacant field

• Zone de réhabilitation, friche urbaine, tour amiantée... Investissements importants, re-qualification et changement d’usage afin de transformer l’espace ou le bâtiment en stoc-keur d’énergie

• Ex : Tour amiantée, coûts de décontraction trop importants, friches industrielles & friches urbaines, etc.

• Principalement des réhabilitations

AIR4POWER industry

• Bâtiment souhaitant installer un système de stockage d’EnR, pour réduire sa facture énergétique, lisser ses pointes de consommation et pour avoir une possibilité de revente d’énergie (option : usage d’air comprimé)

• Ex : ferme énergie-cultrice, usine avec grandes toitures et possibilité d’installer des récupérateurs d’EnR, etc.

• Principalement des constructions & rénovations

AIR4POWER


AIR4POWER building

• Bâtiment souhaitant possibilité de lisser sa consommation et optimiser sa production EnR

• Ex : bâtiment mixte tertiaire / logement dans éco-quartier, etc.

• Principalement des constructions

AIR4POWER unplugged

• Bâtiment souhaitant être énergiquement autonomes, Zones Non Interconnectées (ZNI)

• Ex : hôtel resort sur île, approvisionnement en EnR d’une île, etc.

• Principalement des constructions

CONTACTS

Email : [email protected] - [email protected] Site internet : www.air4power.com

PARTENAIRES

AIR4POWER

SÉMINAIRE R&D ADEMELA RECHERCHE AU SERVICE DE LA TRANSITION ÉNERGÉTIQUE AIR4POWER


PARCOURS C


APPIProcédés à pression atmosphérique pour la fabrication industrielle de cellules solaires.Projet transnational accompagné dans le cadre de SOLAR ERA NET.

CONTEXTE

Les fabricants de systèmes photovoltaïques (PV) européens souffrent de l’augmentation du coût de production et de la limitation des capacités d’investissement comparés à leurs concurrents asiatiques. L’industrie photovoltaïque doit arriver à produire des modules de plus fort rendement et de meilleure qualité, tout en gardant les coûts de la production aussi bas que possible. Ainsi, le maintien d’une industrie photovoltaïque en Europe dépend de la capacité de cette dernière à rester le leader de l’innovation PV mondiale.

Ce projet rassemble des grandes industries photovoltaïques européennes, des petites et moyennes entreprises (PME) et des instituts de recherche européens, afin de développer des cel-lules solaires dépassant 21.5% de rendement, fabriquées avec des méthodes faible coût fonctionnant à la pression atmosphé-rique (AP) et intégrées dans des modules avec moins de 2% de perte.

OBJECTIFS

Ce projet vise à produire des cellules solaires de rendement supérieur à 21.5% entièrement manufacturées avec des procé-dés bas coût fonctionnant à pression atmosphérique, puis à les intégrer dans des modules avec des méthodes innovantes pour

ne pas réduire le rendement entre cellule et module de plus de 2%. Des ruptures technologiques seront introduites au niveau de 3 étapes clés de la fabrication des cellules : la texturisation, la réalisation de l’émetteur et le dépôt de la couche antireflet (qui sert aussi de couche de passivation). PROMES cherche à développer et optimiser le dépôt de cette dernière couche par AP-PECVD (Dépôt Chimique en phase Vapeur activé par Plasma à la Pression Atmosphérique). En donnant la possibilité d’opti-miser l’AP-PECVD sur des cellules haut rendement, ce projet conduira à un transfert à l’échelle pilote pour l’industrialisation de cette technologie.

DÉROULEMENT

Le projet est divisé en 7 tâches. La première (TACHE0) est consacrée à la gestion et à la coordination du projet. Les six autres sont d’ordre technique. Les tâches 1 à 3 concernent le développement des 3 procédés clés. Les tâches 4 et 5 portent sur le développement et la réalisation de cellules et de modules à fort rendement. Ces tâches valideront chacun des procédés à l’échelle d’une cellule et d’un module. La tâche 6 ferme la boucle avec la caractérisation, la simulation et l’analyse des pertes optiques. Les tâches 4 à 6 conduiront à des suggestions d’améliorations des procédés étudiés dans les tâches 1 à 3.

APPI

Date démarrage : Juin 2015 Durée : 37,5 moisCoût total : 550 044 €Coordinateur : Fraunhofer ISEPartenaires : CNRS PROMES - Polytechnic University of Valencia - Solar Capture Technologies Limited - Schmid

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PROMES est impliqué dans la tâche. L’objectif des 18 premiers mois est d’obtenir un rendement de plus de 20% avec une couche antireflet déposée par AP-PECVD. Cela nous amènera à optimiser la conformité du dépôt d’abord sur des cellules mono-cristallines puis sur des cellules multicristallines. Ensuite, nous évaluerons la possibilité d’encapsuler la couche passivante de la face arrière (fine couche de Al2O3 réalisée par le Fraunhofer ISE) avec un nitrure de silicium fait par AP-PECVD, ce qui aug-menterait grandement le potentiel de cette technique.

CARACTÈRE INNOVANT

L’enjeu de ce projet est de développer les procédés à la pres-sion atmosphérique afin d’obtenir au moins la performance des cellules solaires à haut rendement réalisées avec des procédés sous vide, et ce pour un coût beaucoup plus faible, en évitant les coûteux groupes de pompage et en minimisant la manipula-tion des cellules et donc leur casse.


Une réunion de projet aura lieu les 28 et 29 avril prochain au sein du laboratoire PROMES de Perpignan et les premiers résul-tats des différents partenaires y seront exposés. Aucune infor-mation concernant les résultats des différentes tâches ne peut donc être exposée ici.

PROMES est impliqué et est le leader de la tâche 3 (dépôt de couche antireflet et passivante à pression atmosphérique). Pour mener à bien cette tâche, il a été décidé de concevoir une nou-velle tête de dépôt pour le réacteur AP-PECVD comprenant le diffuseur des gaz et les électrodes haute tension (voir Figure 1). Ces dernières sont insérées dans un barreau diélectrique d’alu-mine qui permet d’obtenir une décharge à barrière diélectrique (DBD) dans l’espace séparant les électrodes HT et l’électrode de masse située sous la plaque d’alumine inférieure.

Une phase d’optimisation de cette nouvelle tête a donc été nécessaire pour obtenir des décharges stables et homogènes selon les nombreux paramètres du réacteur (espace interé-lectrodes, fréquence, tension, débit de gaz, température ...) et selon le type de substrat de silicium utilisé.

Dans un second temps, l’optimisation des paramètres de dépôt du nitrure de silicium (SiN) a été réalisée à 400°C en fonction de la fréquence d’excitation et le rapport des gaz précurseurs R=NH3/SiH4. Des décharges homogènes et des dépôts uni-formes ont notamment été obtenus pour une fréquence de 200kHz modulée à 30%, ce qui a permis d’obtenir des couches de SiN offrant de bonnes propriétés de réflectivité sur des subs-trats de silicium polis. L’étude se prolonge pour obtenir une bonne conformité du dépôt sur substrats texturés, ainsi que de

bonnes propriétés de passivation. L’étape suivante sera l’appli-cation sur des substrats fins (160µm) fournis par le Fraunhofer ISE dans le but de réaliser les premières cellules photovol-taïques.


En donnant la possibilité d’optimiser l’AP-PECVD sur des cel-lules haut rendement, ce projet amènera cette technologie d’un TRL (Niveau de Maturité Technologique) de 3 à un TRL de 5 pré-parant un transfert à l’échelle pilote en évaluant les différentes possibilités de cette technologie pour les cellules silicium cris-tallin.

Les défis commerciaux et techniques sont source de motivation pour les entreprises, les défis scientifiques et technologiques pour les laboratoires de recherche, tandis que le challenge écologique induit par la nature du projet motive l’ensemble des partenaires.

CONTACTS

Email : [email protected]

Schéma de conception de la nouvelle tête de dépôt du réacteur AP-PECVD.

Photo de sa mise en place.

APPI

PARTENAIRES

Entréedes gaz

Diffuseur

Barreaux d'alumine :

électrodes HT

Déflecteurs

(a)


PARCOURS C

EFFICACITÉ ÉNERGÉTIQUE DANS L’INDUSTRIE

BIP GAASComposants BIPV sur acier : faisabilité de laminés PV souples avec des cellules c-Si, et GaAs exfolié Projet accompagné dans le cadre du programme R&D ADEME

Date démarrage : Novembre 2014 Durée : 24 moisCoût total : 267 672 eurosCoordinateur : BATILUXPartenaires : LMI - LABORATOIRE DES MULTIMATERIAUX ET INTERFACES (UMR CNRS n° 5615) - IRYSOLAR

CONTEXTE

Les composants actifs d’enveloppe de bâtiment, producteurs d’électricité solaire, souffrent d’un problème de surcoût impor-tant vis-à-vis des générateurs photovoltaïques posés en surim-position. Ces composants « BIPV » restent cantonnés à un marché de niche (3-5% du marché mondial du PV), l’offre en produits de couverture / façade est limitée, avec une connec-tique souvent mal adaptée.

Pour favoriser l’essor de ce marché, il est important de conce-voir des composants multifonctionnels selon un process de fabrication flexible et adapté à une logique de production à faible coût. Les laminés PV utilisés doivent également offrir légèreté, souplesse en flexion (nouveaux films barrière en face AV notamment), et densité de puissance/m2 satisfaisantes (couches minces PV à haut rendement).

OBJECTIFS

Deux axes de travail ont été abordés en parallèle dans le cadre de cette étude :• l’architecture d’un composant BIPV, comportant un support arrière d’enveloppe étanche, et recevant par colamination un laminé PV semi-flexible à base de wafers standard (200 µm) de silicium cristallin.

Ce laminé PV devait comporter un verre organique en face avant et des films d’encapsulation en polymère non réticulé.• la possibilité de produire à bas coût des couches minces de cellules III-V à jonction simple, issues d’un process de dépôt rapide, en visant des rendements de conversion ≥ 25%. Un procédé de séparation par voie chimique du substrat de croissance, et de recyclage de ce dernier, a fait l’objet d’une investigation en ce sens.

DÉROULEMENT

L’étude conduite sur 2 ans, a été décomposée en 7 lots :• Les Lots 1 à 3 ont porté sur la définition et la fabrication de composants PV multicouches (cf. ci-dessus), réalisés sur une installation de lamination industrielle, puis testés en conditions normalisées au canon à glace, sous des vitesses d’impact de 24 m/s. • Les Lots 4 à 7 ont permis d’aborder successivement :- l’ingénierie d’une couche sacrificielle à interposer entre un substrat de croissance monocristallin de type GaAs, et une couche mince non dopée, déposée en surface. - la préparation en réacteur MOCVD de structures types : couche intrinsèque non dopée/Couche sacrificielle/ substrat mono recyclable type GaAs.

BIG GAAS

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- la réalisation d’un banc d’essai d’exfoliation pour tests de séparation en voie acide des structures épitaxiées ci-dessus- les tests de « lift-off » sous acide sélectif, excluant la voie HF.

CARACTÈRE INNOVANT

L’architecture du composant BIPV multicouche étudiée com-bine un process de colamination flexible à un laminé PV à base de wafers épais de silicium à haut rendement.La structure inversée du multicouche permet l’obtention à court terme d’un couple rendement surfacique/coût de revient attractif pour ce type de composant actif.


Axe 1 : les tests dynamiques de tenue à la grêle ont montré qu’il était possible d’optimiser une architecture de multicouche BIPV compétitive, à base de cellules solaires en wafers épais de c-Si, obtenue par contre collage sur un support étanche adéquat. Le laminé PV formé progressivement sur le support peut être revêtu en face AV d’un film protecteur souple en verre organique fonctionnalisé. La tenue à l’impact localisé des cellules silicium nécessite une optimisation du complexe, en épaisseur et raideur dynamique, des différentes couches. Pour des raisons économiques, les films barrière en face AV, à base de polymères fluorés type PVF/ETFE, ont été écartés. Axe 2 : Le lift-off de couches minces épitaxiées sur un substrat de croissance monocristallin, de type III-V, demeure un verrou fort dans l’élaboration de cellules solaires flexibles haut ren-dement/bas coût, à base de GaAs. La voie de séparation sous acide sélectif testée ici (HCL), conduit en l’état à des vitesses d’attaque latérale dans le plan de la couche sacrificielle encore faibles, de l’ordre de quelques mm/hr (à basse température).


Axe 1 : Les résultats obtenus sont applicables à des éléments actifs d’enveloppe, de nature diverse, métallique ou alumino silicate, dans des formats très variables (de la tuile unitaire au panneau de plusieurs mètres). Les développements se concentrent actuellement sur une connectique spécifique, opti-misée selon le type de composant BIPV et ses conditions d’in-tégration. Des tests de comportement en milieu réel devront ensuite être conduits sur des démonstrateurs. La réalisation d’une unité process pilote, de forte puissance, est prévue à court terme ( 18 mois env.)Axe 2 : La transposition à l’échelle industrielle du procédé de lift off par la voie chimique explorée reste à démontrer, compte tenu des vitesses de séparation atteintes. Les travaux doivent être poursuivis en vue d’optimiser la nature et la structure de la couche sacrificielle.

CONTACTS

Email : Email : [email protected]

Banc d’essai à la grêle / tests d’impact à 24 m/s

Configuration type pour tests de Lift Off

Format cellules pour tests Lift-Off

Lots 1 à 3 (Axe 1) :

Lots 4 à 7 (Axe 2) :

Electroluminescence avant/après impact

Banc d’essai pour test « ELO » sous acide

BIG GAAS

PARTENAIRES


PARCOURS C


DUALSUN OPTOptimisation du panneau hybride PVT DualSun.Projet accompagné dans le cadre de l’APR « Intégration optimisée des énergies renouvelables et maîtrise de la demande d’électricité » 2012

Démarrage : Mars 2013 - Projet terminéDurée : 19,5 moisCoût total : 242 580 €Coordinateur : Solaire 2G

CONTEXTE

Dans un contexte de réchauffement climatique, les bâtiments ont un rôle clé à jouer dans la transition énergétique, puisqu’ils représentent plus de 40% de la consommation française. Dans la construction neuve, la réglementation thermique et les labels BEPOS sont les moteurs vers une consommation de plus en plus responsable. Le solaire thermique comme photovol-taïque devient de plus en plus indispensable, et le 2-en-1 une solution élégante d’utiliser mieux des toitures parfois étroites.

Dans la rénovation, les crédits d’impôts et les tarifs de vente du surplus renforcent la décision des utilisateurs d’autoconsom-mer toujours plus leur propre production de chaleur et électri-cité, et le solaire hybride est un produit innovant très complet.

OBJECTIFS

L’objectif du projet DualSun Opt, était de passer du prototype de panneau hybride, à une solution industrielle optimisée en termes de coût, matériaux, process.

DÉROULEMENT

Tous les composants du module, du verre au backsheet en pas-sant par l’échangeur et son isolant ont été optimisé et testés

jusqu’à des niveaux bien supérieurs aux exigences réglemen-taires.

CARACTÈRE INNOVANT

Ce module a été le 1e panneau solaire hybride au monde à prou-ver sa solidité et sa conformité aux récentes normes en vigueur sur la technologie « solaire hybyride ».Le module DualSun a fait l’objet de 2 brevets internationaux : un brevet spécifique à l’échangeur thermique, l’autre au pro-cess de production.

SYNTHÈSE DES RÉSULTATS • Sécurité électrique inconditionnelleLe courant de fuite est mesuré dans un contexte de forte humi-dité à plus deux fois la tension maximum du système pendant 1mn, a permis de valider la séparation électrique entre le métal et les cellules.

• Performance inégalée Les performances mesurées en version isolée et non isolée ont permis à DualSun de prendre le leadership technologique sur le solaire hybride ! Le design a été repensé pour minimiser les pertes de charge, tout en assurant l’intégrabilité du module en toiture.

DUALSUN OPT

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• Très haute résistance à la corrosionLes matériaux et le choix des épaisseurs pour l’’échangeur ont été validé en terme de corrosion dans des conditions drastiques de température (vieillissement de 14 semaines, au lieu de 6 nor-matifs).

• Tenue à la pression interne et externe La résistance à la fatigue en pression a pu être consolidée par des simulations et par des tests de vieillissement sous pression à haute température : aucune fuite n’a été détectée après plus de 1000h de test.De même, aucun défaut n’a été détecté en électrolumines-cence après des tests de charge sous 5400Pa malgré un pan-neau hybride particulière léger et fin.

• Isolation à des températures extrêmesL’isolant et sa fixation ont été soumis à des dizaines de cycles à des températures extrêmes – pour des panneaux solaires - de -40°C à +85°C.


DualSun pense, conçoit et propose des installations solaires compétitives pour rendre nos bâtiments les plus autonomes possibles en eau chaude et électricité.

DualSun offre des performances inégalées au m² et un rende-ment 3 fois supérieur aux panneaux solaires classiques.DualSun est présent :

CONTACTS

Email : [email protected] internet : www.dualsun.fr

En logement collectif public et privé

En maison individuelle

En tertiaire (restauration, hôtel, ...)

Sur les piscines

DUALSUN OPT


PARCOURS C


EFFIWINDMatériaux thermoplastiques pour pales et capots de nacelleProjet accompagné dans le cadre du programme des Investissements d’Avenir

CONTEXTE

Les matériaux utilisés actuellement pour la fabrication de pales d’éolienne et de capots de nacelle sont des composites à base de résine thermodurcissable (époxy, polyester) et renforcés par des renforts fibreux (verre, carbone). Ces matériaux composites présentent une maturité technologique éprouvée (fluidité de la résine, bonne interface fibre/matrice) et une facilité de mise en œuvre par des procédés de fabrication standard (drapage manuel, infusion). Cependant, les performances mécaniques (en particulier la fatigue), la recyclabilité et les conditions d’hy-giène et sécurité de ces résines sont limitées.

OBJECTIFS

Le projet EFFIWIND vise à mettre en œuvre une nouvelle génération de composites à base de résine thermoplastique acrylique (Elium®) pour la fabrication de pièces de grandes dimensions : pales d’éolienne pour le marché du rétrofit, éoliennes flottantes, pales d’éolienne et capots de nacelle pour l’éolien off-shore. EFFIWIND constitue une innovation technologique majeure pour le secteur de l’éolien qui per-mettra une diminution de poids, une réduction des coûts de fabrication (pas de cycle de cuisson requis) et des possibilités de recyclage. A l’issue du projet, un jeu de 3 pales d’éolienne rallongées (25m de long) à base de ces matériaux thermo-

plastiques acryliques sera fabriqué et testé sur une éolienne déjà en exploitation.

DÉROULEMENT

Les principales étapes du projet EFFIWIND sont :• développer de nouvelles solutions matériaux à base de résine

thermoplastique acrylique, permettant de concevoir des pales recyclables et réparables, de meilleure tenue méca-nique et de poids inférieur à celui de pales à base de résine thermodurcissable. La réduction de poids est un facteur par-ticulièrement important puisqu’il influe à la fois sur les per-formances et sur les coûts ;

• mettre au point des procédés de fabrication de pales d’éolienne par infusion (intrados, extrados), par pultrusion (sparcap carbone) et des procédés d’assemblage par collage (colles méthacryliques) ;

• démontrer la validité technique de cette solution sur une éolienne on-shore en exploitation;

• appliquer les solutions matériaux à d’autres familles d’éo-lienne (éolienne flottante, pales et capots de nacelle pour l’éolien off-shore).

EFFIWIND

Date démarrage : Mars 2014Durée : 4,5 ansCoût total : 10,6 M €Coordinateur : Adera / CANOEPartenaire : Arkema, Chomarat, Plastinov, Epsilon, Valorem, Tensyl, IFTH, Bernard Bonnefond, I2M, Protechnic

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CARACTÈRE INNOVANT

EFFIWIND constitue une innovation technologique majeure pour le secteur de l’éolien. La diminution de poids des pales permet-tra d’augmenter le rendement du rotor grâce à des pales plus légères, ou à poids constant grâce à des pales plus longues.


Une première génération G1 de pales EFFIWIND (pale de 23m de long, résine thermodurcissable, pultrudé carbone, colle métha-crylique) a été développée et approuvée par l’organisme certifi-cateur européen Germanischer Lloyd (GL).Les solutions matériaux de la deuxième génération G2 de pales EFFIWIND (pale rallongée de 25m de long, résine thermoplas-tique acrylique Elium®, pultrudé carbone, colle méthacrylique) sont aujourd’hui figées. Un premier prototype de pale G2 sera fabriqué courant mai 2016 à partir d’un nouveau moule d’infu-sion rallongé dans le but de valider la stratégie d’infusion, de réaliser les essais vibratoires et d’obtenir la certification GL de la pale G2. Un jeu de 3 pales d’éolienne G2 (25m de long) à base de résine thermoplastique acrylique Elium® sera fabriqué fin 2016 et testé sur la période 2017-2018 sur une éolienne déjà en exploitation. Les bénéfices environnementaux de cette nou-velle génération G2 de pales EFFIWIND en termes d’analyse du cycle de vie, de diminution de la consommation (matière, éner-gie) et de recyclabilité sont aujourd’hui démontrés.


La technologie EFFIWIND s’appliquera à toutes les familles d’éolienne. Les premiers produits de valorisation seront les pales d’éolienne pour le marché de rétrofit (remplacement des pales sur une éolienne gardant sa configuration initiale) et les capots de nacelle pour l’éolien off-shore. A moyen et long termes, les marchés visés sont les pales pour l’éolien on-shore de grande dimension, les pales pour l’éolien flottant et les pales pour l’éolien off-shore.

CONTACTS

Patrice GAILLARD, Directeur Scientifique ARKEMA Email : [email protected]

Directeur Plateforme CANOE Email : [email protected]

Site internet :http://www.arkema.fr/fr/http://www.plateforme-canoe.com/fr/

PARTENAIRES

EFFIWIND

Site d’essais de Plougras (22) pour test sur generation

G2 de pale Effiwind Ateliers plastinov de fabrication de pale (Marmande, 47)

Fabrication de la première generation G1 de pale Effiwind dans les ateliers de Plastinov (Marmande, 47)


PARCOURS C


EVALGTHDOMÉvaluation de l’impact environnemental du développe-ment de la filière géothermie haute énergie dans les territoires d’Outre-Mer.Projet accompagné dans le cadre de l’APR « Intégration optimisée des énergies renouvelables et maîtrise de la demande d’électricité » 2012

Date démarrage : Octobre 2012 - Projet terminéDurée : 36 moisCoût total : 390 000 €Coordinateur : BRGMPartenaires : MINES ParisTech / ARMINES

CONTEXTE

Si l’objectif du Grenelle de l’Environnement est d’atteindre, en 2020, 23 % de la production électrique sur l’ensemble du territoire national via les énergies renouvelables (Enr), l’objec-tif pour les DrOM (Départements et régions d’Outre-mer) est de 50 %, avec un objectif ultime de 100 % et l’autosuffisance énergétique à l’horizon 2030. Île volcanique, la Guadeloupe est un laboratoire pour la géothermie avec la centrale de bouillante, première centrale géothermique productrice d’électricité en France d’une puissance de 15 MW. C’est dans ce cadre, propice à l’expérimentation en matière de transition énergétique, que l’Ademe (Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’éner-gie) a financé le projet EVALGTHDOM portant sur l’évaluation environnementale de la filière géothermie Haute Energie et sur celle de mix électriques prospectifs en Guadeloupe par Analyse du cycle de vie (ACV).

OBJECTIFS

Le projet de recherche EVALGTHDOM, mené en partenariat avec le BRGM (convention n°1205C0101 vise à contribuer à évaluer l’impact environnemental du développement de la filière géothermie haute énergie dans le mix énergétique des

Départements et Régions d’Outre-Mer (DROM) et à définir des indicateurs environnementaux pour la filière géothermique dans ces territoires. Deux objectifs principaux ont été déterminés :• La réalisation d’une Analyse de Cycle de Vie d’une centrale géothermique haute énergie typique du contexte des DROM.• L’évaluation environnementale de scénarios prospectifs de mix énergétiques pour la Guadeloupe à l’horizon 2030.

DÉROULEMENT

Le programme complet du projet a comporté trois tâches qui se sont déroulées entre novembre 2012 et mai 2015.

Tâche 1 : Réalisation d’une Analyse de Cycle de Vie d’une cen-trale géothermique haute énergie typique du contexte des DROM.Tâche 2 : Analyse des incertitudes ACV : application de la méthode d’analyse des incertitudes à la filière géothermie haute énergie.Tâche 3 : Évaluation environnementale de scénarios pros-pectifs de mix énergétique pour la Guadeloupe. La définition des scénarios est basée sur les travaux réalisés par la Région

EVALGTHDOM

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Guadeloupe et ont été validés par le comité de pilotage com-posé de MINES ParisTech, de l’ADEME, du bureau EXPLICIT, du BRGM, de la Région Guadeloupe et de l’INRA: Le scénario de BASE 2013 utilisé comme référence représente l’état actuel du mix électrique guadeloupéen ; Le scénario TENDANCIEL; Le scénario PRERURE, reflet d’un effort accentué en matière de maitrise des consommations et de développement des filières EnR et le scénario MODÉRÉ, établi spécifiquement dans le cadre du projet EVALGTHDOM, reflet d’un effort modéré d’une part de la maîtrise des consommations et d’autre part du déve-loppement des filières EnR.

CARACTÈRE INNOVANT

Cette évaluation, réalisée en 2014 par le Centre de recherche O.I.E. (Observation, impacts, énergie) – MINES ParisTech, en partenariat avec le BRGM (Bureau de recherche géologiques et minières), constitue une première pour la région. Elle permettra d’alimenter des décisions de planification énergétique sur le territoire de la Guadeloupe.

SYNTHÈSE DES RÉSULTATS

• Un modèle d’Analyse de Cycle de Vie (ACV) représentatif de la filière géothermie haute énergie a été développé en 2014 par MINES ParisTech et le BRGM à partir des données de l’instal-lation de Bouillante en Guadeloupe. Celui-ci a permis d’éva-luer l’impact environnemental de la filière pour des scénarios prospectifs représentatifs des choix technologiques probables pour des installations futures (refroidissement par tour humide ou par aérocondenseurs et injection du fluide géothermal). http://www.oie.mines-paristech.fr/Recherche/Realisations/Geothermie-haute-energie.

• L’étude a permis de comparer le scénario de référence du mix électrique en 2013 avec trois scenarii à l’horizon 2030 inté-grant les objectifs du Grenelle de l’Environnement en matière de maîtrise des consommations et de développement Enr. Cette comparaison repose sur 13 indicateurs d’impacts (change-ment climatique, toxicité humaine, diminution des ressources fossiles, acidification, eutrophisation...) permettant d’évaluer chacune des filières de production électrique dont 6 types d’énergies renouvelables: géothermie, biomasse (bagasse, canne fibre), éolien, photovoltaïque, hydraulique, recyclage des déchets et biogaz.

Au-delà des résultats obtenus qui sont soumis à de grandes incertitudes, cette première étude d’ACV sur le mix électrique guadeloupéen permet d’obtenir une première évaluation des impacts générés par des choix sur ce mix, de révéler les filières ayant le plus d’impact selon les différents indicateurs sélec-tionnés. Cette étude propose des recommandations quant à la

conduite d’ACV futures avec notamment une sélection de caté-gories d’impacts et méthodes de caractérisation pertinentes par rapport au contexte local.


Les résultats de ce projet ont été valorisés dans la communauté scientifique et communiqués pour contribuer au développe-ment de la filière géothermie dans les DROM et dans d’autres territoires comparables.• Participation au World Geothermal Congress (WGC) à Melbourne en Australie en Avril 2015 : Mathilde Marchand, Isabelle Blanc, Aline Marquand, Antoine Beylot, Sophie Bezelgues-Courtade, et al. Life Cycle Assessment of High Temperature Geothermal Energy Systems. .edited by Roland Horne and Toni Boyd. World Geothermal Congress 2015, Apr 2015, Melbourne, Australia. Proceedings World Geothermal Congress 2015, pp.11 - Article 02028 – ISBN 978-1-877040-02-3. <hal-01146355>.• Action de communication avec la création d’une video en sup-port du rapport d’activité 2014 de MINES Paristech. http://www.mines-paristech.fr/Donnees/data23/2334-RA-2014_Ecrans.pdf (page 17)

CONTACTS

Isabelle BLANCEmail : [email protected] internet : https://youtu.be/B2nWuNWw-SI

EVALGTHDOM


PARCOURS C


EVODIEÉtude du vieillissement des capteurs solaires thermiques. Introduction à la notion de durée de vie.Projet accompagné dans le cadre de l’APR « Intégration optimisée des énergies renouvelables et maîtrise de la demande d’électricité » 2012

CONTEXTE

Les capteurs solaires thermiques sont destinés à être implan-tés sur des bâtiments et doivent donc être considérés comme des éléments de composition architecturale, en particulier lorsqu’ils sont incorporés dans des éléments de constructions. Leur vieillissement et les conditions de leur éventuelle dégra-dation ne doivent pas être à l’origine de désordres et ne doivent en aucun cas remettre en cause l’intégrité des ensembles construits dans lesquels ils sont incorporés. Leur durée de vie doit être au minimum égale à celle des éléments de construc-tion auxquels ils se substituent. Une meilleure connaissance de la durée de vie réelle d’un capteur solaire est donc essentielle pour les calculs économiques et les instruments financiers, à la compétitivité de la filière.

OBJECTIFS

L’objectif principal du projet EVODIE est de mieux connaître les facteurs qui influencent le vieillissement des capteurs solaires thermiques lors de la phase de conception et de mesurer l’im-pact de ce vieillissement sur le bilan énergétique et environne-mental d’un CESI. Un autre objectif est d’assoir la crédibilité scientifique de la méthode d’essai de vieillissement des cap-teurs solaires thermiques utilisée en France en recherchant à

déterminer la durée optimale d’un essai de vieillissement accé-léré en conditions climatiques naturelles afin de se rapprocher des conditions réelles d’utilisation sur un temps donné. Le pro-jet EVODIE concerne l’étude des capteurs solaires thermiques de type capteurs plans et capteurs à tubes sous vide.

DÉROULEMENT

Le projet EVODIE s’articule en 3 tâches dont 2 tâches opéra-tionnelles :

• Coordination.• Étude du vieillissement accéléré au moyen d’essais sur des capteurs ayant subi plusieurs stades de vieillissement accéléré, proposition de nouveaux essais de vieillissement accéléré.• Étude des phénomènes de vieillissement, par une approche de type AMDEC et analyse des processus de vieillissement et de leur effet sur les performances du système.

Les résultats des essais en conditions climatiques naturelles n’ayant pas permis de mettre en évidence l’effet du vieillisse-ment sur les capteurs solaires testés, une tâche supplémen-taire a été introduite dans le programme de travail consistant à exploiter la base de données des essais de vieillissement des capteurs solaires disponible au CSTB depuis dix ans.

EVODIE

Démarrage : Juillet 2013 - Projet terminéDurée : 28,5 mois Coût total : 240 000 €Coordinateur : CSTB

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CARACTÈRE INNOVANT

Le projet EVODIE a combiné approche expérimentale (3 cap-teurs solaires ont été vieillis naturellement pendant plus d’un an avec des essais de performance thermique à 0, 30, 60, 180 et 365 jours) et simulation numérique sur les volets performances énergétiques (SIMSOL) et environnementales (EVODIE).


Le projet EVODIE a permis de mettre en évidence une augmen-tation de la qualité de fabrication des capteurs solaires au cours du temps. La méthode AMDEC appliquée aux capteurs solaires a permis de révéler que de nombreux modes de défaillances sont communs aux capteurs solaires plans et sous vides, de nombreux modes de défaillances issus de la littérature ne sont plus pertinents aujourd’hui, ce qui peut être le reflet des pro-grès réalisés en termes de conception et de choix des maté-riaux.Les simulations réalisées ont montré que l’impact du vieillis-sement d’un capteur solaire sur la baisse de la production solaire du CESI associé, toute chose étant par ailleurs égale, est au maximum de l’ordre de 5%. Dans la plupart des cas, cette baisse sera inférieure voire très inférieure à cette valeur. L’impact du vieillissement d’un capteur solaire, sur la perfor-mance environnementale de l’ouvrage dont le CESI assure la production d’ECS est insignifiant.Le projet EVODIE a permis de proposer une nouvelle méthode d’essais de vieillissement des capteurs solaires. Cette nouvelle méthode d’essais combine des procédures déjà existantes dans les méthodes d’essais du GS 14 et de l’ISO 9806. Elle comporte également un cyclage d’endurance en choc thermique externe et interne. Cette méthode permet de mieux prendre en compte les modes de dégradations des capteurs liés à des phénomènes maitrisés ainsi qu’une meilleure reproductibilité des résultats d’essais.


Le projet EVODIE s’est s’intéressé au processus de vieillisse-ment des capteurs solaires (capteurs plans et capteurs à tubes sous vide) en phase de conception uniquement c’est-à-dire lors de la fabrication du capteur solaire et de son procédé de mise en œuvre.EVODIE permettra aux instructeurs d’Avis Technique d’identifier plus facilement les modes de défaillances liés à la conception et à la mise en œuvre d’un capteur. Il est prévu de développer un guide d’instruction pour les dossiers techniques comprenant les différents modes de défaillances des capteurs et de leurs mises en œuvre. Ce guide pourrait servir de support aux visites en usine lors de l’instruction des Avis Techniques.

CONTACTS

Email : [email protected] internet : http ://www.cstb.fr

PARTENAIRES

EVODIE


PARCOURS C


FLEXBATOptimisation de la flexibilité électrique de bâtiments dont un microgrid intégrant le stockage d’électricitéProjet accompagné dans le cadre de l’APR Energie Durable 2015

CONTEXTE

La maîtrise de la pointe électrique, le développement des énergies renouvelables, la réduction des émissions de CO2 sont des défis auxquels sont confrontés la plupart des pays industrialisés. Pour relever ces défis, tout en préservant la sécurité du système électrique, l’effacement électrique, le stockage de l’énergie et le transport électrique constituent des réponses complémentaires techniquement pertinentes. Toutefois, le déploiement de ces solutions dans un environ-nement économique, technique et réglementaire peu adapté peut être considérablement freiné.

L’autoconsommation peut permettre de lever ces freins et faci-liter l’intégration des énergies renouvelables à condition de donner aux utilisateurs « consommateurs / producteurs » les moyens techniques, financiers et/ou réglementaires adaptés : • des moyens techniques peuvent permettre l’« autoconsom-

mation connectée », c’est-à-dire au service et liée au réseau électrique, en définissant les modes opératoires et les sché-mas d’articulation possibles entre la production photovol-taïque, l’autoconsommation, le compteur, les flux de déstoc-kage et de stockage ;

• des mécanismes financiers et réglementaires peuvent inci-ter à l’autoconsommation en permettant de rémunérer, voire de subventionner l’énergie produite autoconsommée. Ils

peuvent également permettre de valoriser cette flexibilité à une échelle plus large que celle de l’habitation individuelle (à l’échelle d’un bâtiment ou d’un quartier par exemple).

Ces solutions sont d’ores-et-déjà techniquement possibles mais aujourd’hui peu encouragées : il est actuellement plus intéressant de bénéficier du dispositif d’obligation d’achat de l’électricité, même si le réseau n’en a pas besoin, que d’auto-consommer au service des pointes du réseau. La mise en œuvre de ces solutions dans des environnements complexes et souvent liées à des intérêts contraires des acteurs de marché, nécessite de donner de la visibilité économique aux investisseurs. Pour cela, des outils d’optimisation permet-tant de caractériser les bénéfices économiques des solutions déployées sont nécessaires. Il en est de même pour l’évolution du cadre réglementaire notamment pour permettre la valorisa-tion de la flexibilité à des mailles locales du réseau.Dans ce contexte, le site du pilote Kergrid1 est révélateur : il souligne l’intérêt d’une part de disposer d’un outil temps réel permettant de prendre les bonnes décisions pour le pilotage des installations sur la base de critères techniques et écono-miques et d’autre part de faire évoluer le cadre réglementaire pour ouvrir la voie vers d’autres modes de valorisation.

FLEXBAT

Date démarrage : Juin 2016Durée : 24 moisCoût total : 620 k €Coordinateur : Syndicat Départemental d’Energies du MorbihanPartenaire : Keynergie, Schneider Electric, IREA, IRDL

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Aujourd’hui de nombreux sites, comme celui de Kergrid, sont pilotés manuellement par l’utilisateur sans que celui-ci ne puisse bénéficier d’aide à la décision. Il y a donc un réel inté-rêt pour ces utilisateurs à disposer d’un outil leur permettant en temps réel de prendre les bonnes décisions sur la base de critères techniques, économiques et réglementaires, tout en intégrant les différents services du stockage.

OBJECTIFS

Pour répondre à la problématique identifiée, le projet FLEXBAT (Optimisation de la flexibilité électrique de bâtiments dont un microgrid intégrant le stockage d’électricité) visera à :• développer des outils logiciels qui permettront d’optimiser

le dimensionnement et le pilotage de solutions de stockage d’électricité couplées à des sources de productions intermit-tentes ;

• préparer une évolution du cadre réglementaire pour per-mettre les échanges de flux d’énergie entre producteurs et consommateurs.

Les résultats attendus en fin de projet sont donc :• des méthodes mathématiques pour l’analyse d’importantes

quantités de données de production et de consommation à l’échelle d’un bâtiment ou d’un îlot,

• des méthodes mathématiques permettant une co-optimi-sation rapide du dimensionnement d’un stockage et de sa gestion,

• un outil logiciel pour le dimensionnement et choix de tech-nologies de stockage à l’échelle d’un site, d’un îlot ou d’un territoire,

• un outil de pilotage en temps réel des systèmes associant production intermittente et stockage,

• des propositions d’évolutions réglementaires pour favori-ser les échanges entre producteurs et consommateurs à l’échelle d’îlots,

• une interface de gestion des véhicules électriques du site de Morbihan Energies permettant de gérer la décharge de la batterie du véhicule sur le réseau (V2G).

Ces travaux sont réalisés en s’appuyant sur les données issues du pilote « Kergrid » en service depuis 30 mois et équipé d’une centrale de production photovoltaïque d’un système de stockage et de véhicules électriques, le tout sur un bâtiment tertiaire accueillant 60 personnes au quotidien.

Le projet FLEXBAT contribue ainsi à développer les outils qui faciliteront le déploiement des ENR et leur utilisation à l’échelle d’un territoire grâce au déploiement de systèmes de stockage et en optimisant les échanges de flux d’énergie entre producteurs et consommateurs. L’approche économique

intégrée permettra d’optimiser la valeur fournie au réseau électrique et aux clients. Cela ouvrira la voie vers une diffusion massive des offres et un impact maximal.

DÉROULEMENT

Le projet Flexbat est organisé en 6 lots. En plus du lot 1, consa-cré à la coordination du projet et à la valorisation des travaux, il est composé de 5 lots techniques (Traitement des données – Electromobilité et bâtiment – Outil d’aide à la décision pour dimensionnement du stockage – logiciel de pilotage en temps réel – Mutualisation à l’échelle de l’îlot)

CARACTÈRE INNOVANT

La modification du paradigme qui consiste à injecter 100% de l’électricité produite par les EnR diffus dans les réseaux avec des règles de marché et des règles d’accès au réseau plus souvent pensées à l’échelle nationale qu’à l’échelle locale constitue le point de départ de ce projet. En effet, ces règles ne permettent pas aux acteurs présents sur les micro-réseaux d’en capter toute la valeur (bénéfices apportés localement, exploitation des flexibilités rendues disponibles par ces réseaux à l’échelle nationale). L’ambition de Flexbat est d’aider les pou-voirs publics à préparer de nouvelles règles de marché et les futurs modes de gouvernance qui permettront d’exploiter au mieux les possibilités offertes par les microgrids tout en évitant d’éventuelles incitations perverses. Pour cela, le projet Flexbat propose une démarche expérimentale à l’échelle d’un bâtiment intégrant une production EnR, du stockage et des services d’électro-mobilité, le tout au sein d’un quartier intégrant une mixité urbaine (tertiaire, résidentiel et sportif)Porté par une autorité organisatrice de la distribution d’électri-cité le groupe projet comprend un industriel, un économiste un laboratoire de recherche et une faculté de droit dans le but d’apporter des réponses sur les possibilités de gestion locale de l’électricité sur les trois composantes que sont la technique l’économie et le juridique.


Flexbat va permettre le développement d’outils d’aide à la déci-sion pour optimiser les choix technico économique des sys-tèmes de stockage à l’échelle des micro-réseaux et optimiser les services rendus. Il permettra aussi de proposer des outils juridiques et un cadre réglementaire adapté à l’exploitation des micro-grids.

FLEXBAT


Ces outils seront valorisés à partir d’études qui permettront, de révéler et d’optimiser, les opportunités d’investissement dans des micro-grids et à travers le déploiement des solutions de pilotage de micro-grids par le partenaire industriel d’envergure internationale.

1 Pilote mis en place par Morbihan Energies et Schneider Electricà l’échelle d’un bâti-ment tertiaire. Ce pilote comprend une centrale de production d’électricité photo-voltaïque (126 kWc) et une batterie (56 kWh), il permet de tester la gestion des flux d’électricité entre la production photovoltaïque, le système de stockage et le réseau public d’électricité.

CONTACTS


PARTENAIRES

FLEXBAT

SÉMINAIRE R&D ADEMELA RECHERCHE AU SERVICE DE LA TRANSITION ÉNERGÉTIQUE FLEXBAT


PARCOURS C


GEOCLOGGINGEtude du risque de colmatage et optimisation des procédés de traitement des doublets géothermiques superficielsProjet accompagné dans le cadre de l’APR « Intégration optimisée des énergies renouvelables et maîtrise de la demande d’électricité » 2014

CONTEXTE

La pérennité des installations de pompes à chaleur sur aqui-fères superficiels pour le chauffage ou la climatisation de locaux est conditionnée par la possibilité de pouvoir garantir dans le temps la production puis la réinjection de l’eau souter-raine. Le colmatage des puits, en particulier d’injection est un problème majeur qui affecte de nombreuses installations sur l’ensemble du territoire français (environ 30% des installations seraient concernées, van Beck et al., 2009) et remet en cause leur viabilité technico-économique. Ces processus de colma-tage impliquent des interactions complexes entre les écoule-ments d’eau souterraine, les réactions chimiques et l’activité biologique.

OBJECTIFS

• Identifier les processus bio-géochimiques impliqués dans les processus de colmatage et comprendre leur couplage avec les écoulements induits par la mise en place d’un doublet géothermique. L’objectif est la mise au point d’un outil prédictif fiable permettant d’évaluer sur la base d’une approche multicritère le risque de colmatage des puits, en particulier d’injection, des installations de pompes à chaleur sur nappes.

• Mettre en place des sites pilotes pour tester et suivre dans le temps l’efficacité des traitements curatifs et préventifs, analyser leur impact environnemental et leur viabilité sur les plans techniques et économiques en regard des probléma-tiques rencontrées.

• Synthétiser les résultats scientifiques et techniques obtenus en élaborant un guide d’aide à la décision. Ce guide vise, à partir de l’évaluation des risques encourus et des solutions de traitements curatifs ou préventifs envisageables à juger de la faisabilité du projet sur les plans techniques ou éco-nomiques en respectant les contraintes environnementales.

DÉROULEMENT

1.Identifier les processus bio-géochimiques et physiques impliqués dans les processus de colmatage et comprendre leur couplage avec les écoulements induits par la circula-tion géothermique. Cette phase s’appuiera sur des moyens de modélisation pour développer un outil d’analyse des risques de colmatage des puits. Cette étude intégrera les paramètres liés aux conditions d’exploitation (température,

GEOCLOGGING

Date démarrage : Octobre 2014 Durée : 37,5 moisCoût total : 542 000 €Coordinateur : Université de Rennes Partenaire : Antea France, Sanfor

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pression, débit), aux caractéristiques chimiques, physiques et biologiques de l’eau exploitée ainsi que la typologie des équipements constituant la boucle géothermale (géométrie des crépines, nature des tubages, etc..) en vue d’orienter les faisabilités techniques et économiques des projets de pompe à chaleur sur nappe.

2.Etablir un état de l’art des traitements curatifs et préven-tifs. L’efficacité potentielle de ces traitements sera étudiée dans un premier temps à partir des outils de modélisation développés dans la phase 1. Il s’agira dans cette étape de sélectionner les traitements acceptables d’un point de vue environnemental et présentant une viabilité sur les plans techniques et économiques en regard des problématiques rencontrées ;

3.Mettre en place des sites pilotes sur lesquels les proces-sus de colmatage identifiés en phase 1 et les solutions de traitement sélectionnées en phase 2 seront étudiés et suivi dans le temps. Il s’agira de sélectionner des installations de pompes à chaleur sur nappe présentant une variabilité en termes d’aquifères exploités et de problématiques potentiel-lement rencontrées. Ces installations devront en base être préalablement dotées d’un suivi des paramètres de fonction-nement (débit, température, pression) et seront équipées d’une instrumentation spécifique afin de suivre en continu les paramètres dimensionnants pour l’évaluation des risques de colmatage (pH, potentiel d’oxydo-réduction, conductivité, teneur en oxygène dissous, matières en suspension, etc…). Des analyses chimiques et biologiques seront également mises en oeuvre sur des prélèvements d’eau du circuit sui-vant un plan de monitoring sur la durée du projet.

4.Mettre en oeuvre et évaluer les solutions de traitements curatifs ou préventifs préalablement sélectionnées sur les sites pilotes définis en phase 3. Cette étape permettra de tester et valider les outils de modélisation développés dans les phases 1 et 2.

5.Synthétiser les résultats techniques et scientifiques obte-nus dans les phases 1, 2, 3 et 4 en vue d’élaborer un guide d’aide à la décision visant à partir de l’évaluation des risques encourus en terme de problématique de colmatage et des solutions de traitements curatifs ou préventifs envisa-geables à juger de la faisabilité technico-économique du pro-jet en respectant les contraintes environnementales.

CARACTÈRE INNOVANT

Le caractère innovant du projet vient tout d’abord de l’approche pluridisciplinaire qui sera mise en œuvre. Une approche très complète sera menée d’un point de vue technique puisque le consortium du projet comprend (1) une entreprise de forage/

mise en œuvre de doublets qui possède une forte expérience de terrain, (2) Antea Group qui intervient en études, maîtrise d’œuvre et suivi des doublets géothermiques sur nappes et pos-sède en outre des compétences dans l’ingénierie du traitement de l’eau et de l’hydrogéochimie, (3) le laboratoire Géosciences Rennes qui possède des compétences en termes de modéli-sation et analyse chimique qui permettent de pousser la com-préhension des systèmes géothermiques et des problèmes de colmatage qui y sont liés.


Le projet a débuté en octobre 2014. Une première phase a consisté en une synthèse des problématiques rencontrées et des solutions apportées. Cette synthèse met en évidence la diversité des problèmes et le manque de recul sur les solutions. Elle montre également que les problématiques de colmatage liées à une réactivité biogéochimique constituent des proces-sus complexes qui sont très peu maîtrisés. Une analyse détail-lée des solutions existant dans des domaines connexes à la géothermie mais qui pourraient également être appliquées aux doublets a été réalisée. Certaines des techniques reconnues seront testées sur des sites du projet.

Une seconde phase consiste dans le choix de sites pilotes sur lesquels on va pousser d’une part l’analyse des processus de colmatage mis en jeux et d’autre part tester des solutions potentielles. Quatre sites ont été sélectionnés et font l’objet de négociations de partenariat pour permettre l’intervention des équipes. Les quatre sites présentent des problématiques de col-matage d’origine biogéochimique. Ils présentent des situations géologiques et hydrogéologiques contrastées et ont fait l’objet de premières phases de caractérisation qui montrent effecti-vement des processus différents, même si tous semblent liés à une activité biogéochimique. En parallèle, une analyse plus globale des problèmes de colmatage à l’échelle régionale est menée dans les secteurs des sites pilotes.

Une troisième phase du projet consiste à développer un outil de prévention qui passe par le développement d’un modèle. Les premiers travaux ont permis de définir le type de réactions qui pourront être implémentées dans le modèle et de valider l’outil de modélisation qui sera utilisée. Le modèle permettra notam-ment de tester le rôle des processus de mélange au sein des formations et des ouvrages. Il permettra également d’analyser l’impact des configurations d’exploitation sur le développement des réactions biogéochimiques.


Il est encore tôt pour définir la manière dont les résultats du projet seront appliqués et valorisés. Le projet a néanmoins déjà

GEOCLOGGING


permis de suivre plusieurs sites et les résultats acquis permet-tront de mieux comprendre les processus en jeux et les solu-tions qui pourraient être apportées. On espère en particulier être en mesure de proposer des solutions simples en termes d’exploitation (débits, positions pompe, filtres...).La valorisation se fera à deux niveaux. Les équipes pourront valoriser les résultats scientifiques à travers des publications dans les revues internationales. Antea Group retirera du projet un savoir-faire qu’elle pourra exploiter auprès de ses clients. Une participation au congrès européen de la géothermie (EGC) en septembre 2016 est déjà prévue avec présentation d’un pos-ter.

CONTACTS

Luc Aquilina et Catherine BarangerEmail : [email protected]@anteagroup.com

PARTENAIRES

GEOCLOGGING

Passage caméra au sein d’un forage présentant

un colmatage : observations de dépôts rouges d’oxydes de fer

SÉMINAIRE R&D ADEMELA RECHERCHE AU SERVICE DE LA TRANSITION ÉNERGÉTIQUE GEOCLOGGING


PARCOURS C


HORIZON PVValorisation des surfaces d’intégration horizontales pour la production d’électricité et l’amélioration de l’efficacité énergétique des bâtiments récepteurs.Projet accompagné dans le cadre de l’APR « Intégration optimisée des énergies renouvelables et maîtrise de la demande d’électricité » 2014

CONTEXTE

Afin de rétablir les conditions favorables pour la décarbonation du secteur de l’énergie, le gouvernement français a lancé en 2013 un Débat National sur la Transition Energétique (DNTE), une réflexion nationale qui a conduit à l’élaboration de 4 trajec-toires pour la réalisation de ces objectifs énergétiques.

Ces scénarios permettent, avec plus ou moins de rigueur, une diversification de la production et une réduction de la demande.

Des efforts concertés de recherches et d’innovation sont néces-saires afin de lever plusieurs barrières technologiques, sociales et économiques, notamment concernant la maitrise de la demande d’énergie et l’évolution des installations au cours du temps.

OBJECTIFS

Le projet Horizon PV s’attache à la mise au point d’un compo-sant producteur d’électricité intégré en configuration (quasi) horizontale et dont les fonctionnalités énergétiques peuvent évoluer suivant le site d’intégration jusqu’à aller à de l’hybri-dation Photovoltaïque/Thermique. Les surfaces visées sont

des toitures terrasse de grande superficie pouvant aller jusqu’à 100000 m2 (bâtiments tertiaires) et 10MWc de puissance. Les composants développés reposent sur la base du procédé d’intégration existant iNovaPV développé par l’entreprise EPC Solaire à partir duquel une lame d’air en sous face de la fonc-tion PV est valorisée pour rafraichir les modules et améliorer la performance énergétique du bâtiment récepteur ou de ses systèmes.

DÉROULEMENT

Le projet Horizon PV comporte un volet numérique et un volet expérimental. Les développements numériques menés par l’Université Lyon1-CETHIL portent sur la mise au point d’une brique logicielle du composant visant d’une part la qualification du produit (paramétrisation géométrique, constitution des diffé-rentes couches de l’enveloppe horizontale, ... pour une récupé-ration ou une évacuation de chaleur optimales) et d’autre part l’analyse de l’intégration énergétique du dispositif à partir des différents modes de fonctionnement identifiés.

Le volet expérimental concerne une « zone prototype instru-menté » d’une opération réelle programmée par EPC Solaire. Ce prototypage va permettre pour une configuration d’intégration

HORIZON PV

Date démarrage : Juillet 2014 Durée : 25,5 moisCoût total : 541 045 €Coordinateur : CETHILPartenaire : EPC SOLAIRE

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donnée et sous les modes de fonctionnement définis de vali-der puis de finaliser l’outil de modélisation. Enfin une analyse énergétique et exergétique menée sous différentes modalités d’intégration (dépendant des bâtiments visés) permettra de gui-der les procédés à envisager.

CARACTÈRE INNOVANT

A travers ce projet, nous visons à atteindre une efficacité glo-bale par unité de surface de captation supérieure à celle obte-nue par des simples capteurs PV monofonctionnels et selon les besoins du bâtiment tertiaire récepteur l’autonomie énergé-tique.


La brique logiciel basée sur un modèle dynamique (thermo-aéraulique + génération d’électricité) du composant hybride a été développée et intégrée dans la bibliothèque de l’environne-ment TRNSYS. Elle est opérationnelle pour mener l’analyse sys-tème mais le modèle doit être confronté aux expérimentations.

Sur le volet prototypage, le site d’implantation est un chai viti-cole sur Sorgues d’une superficie au sol d’environ 1750m² et d’une hauteur de 10m. Le bâtiment abrite des cuves de vins (6m de haut x 2m de diamètre) renforçant drastiquement son inertie. Sa température intérieure est maintenue constante (~20° C). La toiture est entièrement recouverte de modules PV pour une puissance crête de 140 kWc. Le taux de couverture par des composants hybrides est de 50%. Les modes de fonc-tionnement définis consistent à bénéficier en période froide de l’air préchauffé en sous-face des modules PV directement pour le chauffage du chai, et en période chaude de préchauf-fer l’eau nécessaire au nettoyage des cuves. L’instrumentation du dispositif repose sur des mesures de : température de sur-face (panneaux PV) et de fluide (air : veine extérieure ventilée, bâtiment ; eau : boucle de production ECS), débit et pertes de charge (mesures indirectes) sur les différents tronçons du réseau, production électrique des champs PV et PVT.

Les conditions météorologiques sont mesurées sur site. Le monitoring de l’installation en mode préchauffage de l’air du bâtiment est opérationnel depuis fin mars 2016.


A ce stade du projet, les travaux de valorisation reposent principalement sur des communications et présentations en séminaire et congrès nationaux, internationaux (JNES 2015, Perpignan ; APEC Workshop on Net Zero Energy Buildings 2015 ; Montreal ; Workshop Climamed 2015 ; Clima 2016, Danemark).

CONTACTS

Email : [email protected] [email protected] Site internet : cethil.insa-lyon.fr/

Email : [email protected] [email protected] Site internet : www.epcsolaire.fr/

HORIZON PV

PARTENAIRES


PARCOURS C


HVOLT-PVCellules et modules photovoltaïques à contacts arrière et en technologie haute tension i-cell.Projet transnational accompagné dans le cadre du SOLAR EraNet

CONTEXTE

Le marché du solaire photovoltaïque est un marché très compé-titif et en constante progression technique. Tandis que la majo-rité du marché actuel est centré sur des modules présentant des rendements de l’ordre de 15 à 16%, pour des coûts situés autour de 50 c€/W, la part de marché des modules de haut rendement (> 17%) va augmenter significativement, passant de 10% à 20% en 2018. Ce marché, qui demeure aujourd’hui relativement restreint, est limité essentiellement par le prix des modules, déterminé essentiellement par le coût des matières premières (argent, silicium mono-cristallin) et par leur effica-cité énergétique. Celui-ci peut être estimé par un coût sup-plémentaire de 10 c€/W à chaque point de rendement absolu supplémentaire.

OBJECTIFS

Des modules solaires de haut rendement et à faible coût seront développés. Pour cela, plusieurs axes de développement seront traités :

• Réduction de l’épaisseur de silicium monocristallin de type N de 160 à 60 µm. • Réduction de la perte de rendement lors de l’intégration des cellules en module (CTM) en intégrant la technologie haute

tension i-Cell (de 3 à 1,5%). Cette technologie consiste en la formation de 4 sous-cellules et leur mise en série sur un subs-trat bas coût présentant des pistes conductrices. La tension Voc des cellules s’en retrouve multipliée d’un facteur 4, d’où une réduction des pertes résistives d’un facteur 16.• Développement d’une technologie iBC (Interdigitated Back contact, rendement > 22%) à faible coût de production.

DÉROULEMENT

Le projet s’articule autour de plusieurs actions clés :

• Optimisation numérique du procédé IBC et fabrication de cel-lules IBC de fine épaisseur (160 à 60µm) par ISC. Les cellules produites seront comparées à des cellules référence.• Intégration de la configuration i-Cell à la cellule IBC de fine épaisseur. S’Tile ajustera un procédé sur cellule de taille stan-dard pour obtenir des Voc > 2,65 mV, en minimisant les taux de casse.• Intégration de la cellule i-Cell IBC en module. Des pertes CTM réduites en dessous de 1,5% seront visées et comparées à celles de modules IBC références.• Tests et validation des modules fabriqués à partir d’i-Cell IBC. L’université de Chypre mettra au point une procédure de test en

HVOLT-PV

Date démarrage : Mars 2016 Durée : 25,5 moisCoût total : 347 112 €Coordinateur : S’tilePartenaires : International Solar Energy Research Center Konstanz (ISC) - University of Cyprus (UCY)

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condition opérationnelle. Des modules fabriqués seront ensuite testés, comparés à des modules IBC de référence, puis certifiés selon les normes en vigueur.• Étude de la perspective industrielle du produit par analyse du cycle de vie et coût de possession.

CARACTÈRE INNOVANT

Les objectifs d’innovation sont multiples :

• Rendements > 22% sur cellule fine IBC obtenues par sérigra-phie.• Fabrication de cellules iBC de haute tension et mise en module. Réduction significative du CTM de 3 à 1,5%• Développement d’un procédé complet de fabrication de cel-lule fine (60 µm)


Le projet n’est pas encore débuté.


Les résultats du projet seront immédiatement mis en œuvre dans les activités de recherche et développement. En particu-lier, le projet est susceptible de modifier la roadmap techno-logique de S’Tile à moyen terme. Sous réserve d’obtention de résultats techniques suffisants, de coûts de possession en accord avec le marché, et d’établissement d’accord industriels pour la fabrication de cellules IBC, la fin du projet en 2018 peut présager la mise en place d’une ligne de production pilote.

La technologie de modules IBC i-Cell permettrait à S’Tile de solidifier sa position innovante sur le marché des hauts rende-ments, d’assurer la pérennité de l’entreprise et le maintien de ses employés, développer son activité et renforcer son équipe.

CONTACTS

Email : [email protected] internet : www.silicontile.fr

HVOLT-PV

PARTENAIRES


PARCOURS C


MIDWESTMulti-fidelity Decision making tools for WaveEnergy SysTems.Projet transnational accompagné dans le cadre de l’OCEAN EraNet

Démarrage : Décembre 2015Durée : 36 moisCoût total : 546 289 €Coordinateur : INRIA (France)Partenaires : Chalmers University (Suède) - CENTEC (Portugal), DTU Compute (Danemark)

CONTEXTE

Le projet MIDWEST (“Multi-fidelity Decision making tools for Wave Energy SysTems”) répond à la problématique du Programme OCEANERA-NET en matière de « Design and deve-lopment of tools and solutions for the technological advance-ment and optimisation of components, devices and arrays parks ». La motivation du projet est l’utilisation actuelle de mauvaises pratiques de design des flotteurs pour systèmes houlomoteurs. Ces systèmes sont aujourd’hui conçus avec des outils basés sur une théorie hydrodynamique linéaire en phase de concep-tion et optimisation, et ce du fait des coûts prohibitifs des outils haute-fidélité existants (par exemple : solveurs VOF-RANS).

OBJECTIFS

Le projet MIDWEST vise à fournir des modèles éléments finis non-linéaires asymptotiques à moyenne-fidélité : les parte-naires vont étudier les niveaux de fidélité nécessaire pour bien reproduire un output de conception donné, et en suite mettre en place des cycles d’optimisation multi-fidélité permettant de mélanger l’utilisation de modèles à basse, moyenne et haute-fidélité. Cette combinaison de savoir-faire en énergie des vagues, modélisation par éléments finis, calcul haute per-formance et optimisation robuste permettra de fournir des nou-veaux outils de conception au bénéfice des principaux acteurs européens dans le secteur.

DÉROULEMENT

Le Consortium MIDWEST rassemble les partenaires européens suivants : le coordinateur INRIA (France), Chalmers University (Suède), CENTEC (Portugal), DTU Compute (Danemark).

Les activités du projet MIDWEST sont réparties en 3 Work Packages (WP) techniques ainsi qu’un WP de management et un WP de dissémination et exploitation. Les 3 WPs tech-niques ont les objectifs suivants : le WP1 vise a construire des modèles numériques non-linéaires efficaces basés sur des équations dispersives de type Boussinesq, et sur des méthodes de discrétisation adaptatives de type éléments finis. Ce modèle va constituer un compromis efficace entre des simulations tri-dimensionnelles et les modèles linéarisés utilisés dans l’indus-trie ; le WP2 vise à proposer un jeu complet de benchmarks de complexité croissante, et à utiliser cette hiérarchie de tests pour dessiner les limites d’application des modèles développés et étudiés dans le projet ; le WP3 vise à utiliser les résultats des deux premiers WP pour mettre en place des méthodes d’optimisation multi-fidélité qui mélangent les modèles déve-loppés afin de réduire les coûts globaux de design.

CARACTÈRE INNOVANT

• Modélisation hydrodynamique basée sur une approche asymptotique type Boussinesq permettant d’avoir des modèles

MIDWEST

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non linéaires adaptés à toutes les conditions de mer et ce à un coût réduit.• Guidelines sur l’application de modèles hydrodynamiques à différents niveaux de fidélité.• Application d’une stratégie d’optimisation « multi-fidelity » pour un flotteur tout seul et pour un champ de flotteurs.


Le kick-off meeting de MIDWEST a eu lieu à Bordeaux en Décembre 2015. Les activités ont démarré et un PhD a été embauché par l’INRIA pour couvrir le travail à faire dans le WP1 et (en partie) les WP2 et WP3. Les études faites dans ces pre-miers mois ont permis de :• développer un prototype 1D pour une famille de modèles asymptotiques de type Boussinesq pour flotteurs avec des géo-métries simples ;• d’optimiser le traitement numérique de cette famille de modèles, en particulier vis-à-vis de l’avancement en temps ; d’effectuer des validations initiales et comparaisons avec des modèles linéaires et des modèles haute-fidélité (VOF-RANS).

En parallèle de ces activité d’implémentation et validation, à cheval entre WP1 et WP2, une définition des cas « baseline » est en cours, et des versions plus générales du modèle Boussinesq sont en développement. En particulier, nous sommes en train d’étudier des formulations permettant de :• traiter de manière plus simple que prévue le couplage entre l’écoulement en dessous du flotteur et le champ de vagues externe.• caractériser le stabilité du couplage fluides-flotteurs dans le cas non-linéaire (évaluation des opérateurs de masse-ajoutée).


Les travaux initiaux ont étés soumis au Journal of Ocean Engineering and Marine Energy. L’article est en cours de révi-sion. Un workshop Européen sur la modélisation hydrodyna-mique des WECs est en préparation pour fin Septembre 2016. Cet événement aura lieu à Bilbao et est co-organisée avec le BCAM, l’université des Pays Basques, l’Université de Bordeaux, et le consortium de MIDWEST. Les résultats obtenus dans les premier 10 mois de projet seront présentés au GDR-EMR (Energies Marines Renouvelables) en Octobre 2016.

CONTACTS

Email : [email protected] internet : https ://project.inria.fr/midwest/

MIDWEST

PARTENAIRES


PARCOURS C


MOREDATASMethods to Obtain Refined Environmental Datafrom the Seas.Projet transnational accompagné dans le cadre de l’OCEAN EraNet

Démarrage : 01 novembre 2015Durée : 26 moisCoût total : 308 071 €Coordinateur : DynamOceanPartenaires : Ecole Centrale de Nantes - Applied Renewables Research Ltd - DP Energy - Tidal Energy Ltd.

CONTEXTE

Le projet MOREDATAS porté en France par DynamOcean, en partenariat avec l’Ecole Centrale de Nantes est lauréat de l’ap-pel à projets européen OCEAN ERA-NET.

Ce projet répond au besoin de développement de méthodes pour l’évaluation et la caractérisation des ressources hydro-lienne et houlomotrice ainsi que leur standardisation au sein du comité technique 114 de la commission électrotechnique inter-nationale sur les énergies marines renouvelables.

Des campagnes de mesures et des caractérisations de res-source utilisant des profileurs acoustiques doppler (ADP) optimisées pour le secteur des énergies marines renouvelables fourniront de meilleures estimations de la production annuelle d’énergie.

OBJECTIFS

Objectif 1 : Quantification des incertitudesUn outil pour le calcul des incertitudes liées aux mesures ADP sera créé. Le bilan des incertitudes guidera la validité des tech-niques d’analyses de données ADP.Objectif 2 : Développement de nouvelles techniques d’analysesUne technique traitera de l’analyse spectrale de vagues en

prenant en compte l’influence du courant ambiant. L’autre tech-nique traitera de l’analyse de la turbulence en utilisant des ADP 5 et 8 faisceaux.Objectif 3 : Intégration du bilan des incertitudes et des nou-velles techniques d’analyses au sein des normes CEI.Evaluer les normes CEI existantes, identifier les améliorations potentielles et faire des recommandations pour le développe-ment d’une future révision des normes.

DÉROULEMENT

Le plan de travail du projet proposé est composé de :

• l’analyse des techniques de traitements de données ADP pour estimer les conditions de vagues et de courant.• le développement de techniques avancées pour le traitement de données ADP.• l’acquisition de données pour évaluer les nouvelles tech-niques .• et la synthétisation des résultats du projet en un ensemble d’amendements proposés pour les normes CEI portant sur l’éva-luation des ressources hydrolienne et houlomotrice.Le plan de travail est divisé en six axes de travail : un pour la gestion de projet, un pour l’acquisition de données ADP, un pour

MOREDATAS

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le bilan des incertitudes, un pour l’analyse et la caractérisation de la turbulence, un pour l’analyse et la caractérisation des vagues en présence d’un courant moyen à fort et un pour la dis-sémination des résultats du projet.

CARACTÈRE INNOVANT

Le caractère innovant réside dans la création d’un outil informa-tique d’analyse, de nouvelle génération, pour courantomètres à effet doppler. Basée sur la caractérisation de l’incertitude, la méthodologie développée sera validée par des campagnes de mesures, dans le but de mettre à l’épreuve les recommanda-tions techniques de l’IEC.


La recherche bibliographique a permis d’identifier deux orienta-tions de recherches importantes :• Pour calculer complètement le tenseur de Reynolds, l’ADP 5 faisceaux n’est pas suffisant. Il faut au moins 6 faisceaux. La configuration de 8 faisceaux utilisant deux ADCP 4 faisceaux synchronisés permet de répondre à ce besoin.• La nouvelle génération d’ADCP 5 faisceaux permet d’effectuer deux échantillonnages entrelacés. L’un est dédié à la mesure des vitesses de volume d’eau qui permet d’analyser le courant et la turbulence mais qui est « perturbé » par les vitesses orbi-tales dues aux vagues. L’autre est dédié à la mesure de l’éléva-tion de surface qui permet d’analyser directement les vagues.

Les incertitudes de mesures élémentaires ont été identifiées afin de construire un modèle de propagation des incertitudes jusqu’à l’évaluation et la caractérisation des ressources hydro-lienne et houlomotrice. Certaines données ADP acquises histo-riquement par ECN, TEL et DP Energy ont été sélectionnées et mises à disposition du projet pour établir une première carac-térisation des sites hydroliens et houlomoteur. Ces données permettent de soutenir le développement des nouvelles tech-niques d’analyses. ECN, DynamOcean et DP Energy ont défini les nouvelles campagnes de mesures qui commenceront à partir de septembre 2016. Les nouveaux besoins identifiés lors de la recherche bibliographique (mesures 8 faisceaux, échan-tillonnage spécifique pour la mesure des vagues) ont été prises en compte par les configurations des campagnes de mesures. De nouvelles structures ont été réalisées ou adaptées par les partenaires pour répondre à ces besoins.


Le projet s’adresse aux développeurs de projets et de technolo-gies EMRs (vagues et courant), fort d’une stratégie de commu-nication basée sur :• Des publications visant les conférences dites « industrielles »

comme l’ICOE, l’OEE ou EWTEC. • Un objectif principal : contribuer aux publications de stan-dards IEC (caractérisation de la ressource en vague et courant). Des membres du consortium siègent aux comités de l’IEC, conférant une position favorable à MOREDATAS.

Les deux entreprises de conseil en ingénierie (ARR et DynamOcean) peuvent tabler sur une hausse d’activité du fait de leur montée en compétence. Pour TEL et DP Energy, le retour d’expérience facilitera les études sur les projets en cours tout en réduisant les risques pour les projets futurs. Enfin, pour l’ECN, les mesures in-situ permettront de parfaire les procé-dures expérimentales et de traitement de données.

CONTACTS

Email : [email protected] Site internet : www.dynamocean.com

MOREDATAS

PARTENAIRES

Figure 1 Chassis MOSAIC de l’ECN Figure 2 Chassis BRENNIG de DynamOcean


PARCOURS C


NOVAZOLARDéveloppement d’une technologie de cellules photovol-taïques en couches minces CIGS avec des procédés à pression atmosphérique.Projet transnational accompagné dans le cadre du SOLAR EraNet

CONTEXTE

Les cellules solaires à base de Cu(In,Ga)Se2 (CIGS) ont atteint des rendements de 22,3% au niveau laboratoire et 16,5% au niveau module. De telles performances sont obtenues à par-tir de jonctions de type CIGS/CdS/ZnO/ZnO :Al, au sein des-quelles la couche de CdS est déposée par dépôt chimique en solution (CBD). Toutefois l’utilisation de CdS peut poser de sérieuse problème environnementales et nécessite son remplacement. Un second goulot d’étranglement potentiel de la technologie CIGS est l’oxyde transparent conducteur (TCO) à base de i-ZnO/ZnO :Al déposée par pulvérisation cathodique sous vide nécessitant des équipements coûteux. Un dépôt non-vide de TCO en s’appuyant sur des équipements simple avec des coûts d’investissement plus faibles sera éco-nomiquement plus intéressant et pourrait accroître la compéti-tivité des modules CIGS.

OBJECTIFS

Le but du projet NovaZOlar est de développer un procédé inno-vant et à faible coût de dépôt en solution des couches tampons sans Cd et de la fenêtre de i-ZnO/ZnO dopée pour des cellules solaires à base de CIGS de haut rendement. La nouveauté du projet consiste à utiliser une technique de dépôt unique - le

dépôt en solution - pour déposer l’ensemble de la couche tam-pon sans Cd et de la fenêtre de ZnO. L’objectifs étant d’atteindre des rendements photovoltaïques > 20% comparable à celui des meilleures cellules solaires avec une couche tampon de CdS et devrait conduire à des modules de CIGS de rendements entre 14 et 16%.

DÉROULEMENT

• Elaborer des couches tampons sans Cd à base Zn(O,S) par dépôt chimique en solution (CBD) conduisant à des rendements photovoltaïque similaire à celle avec du tampon de CdS. • Minimiser la complexité des équipements et leurs coûts en utilisant des dépôts en solution à pression atmosphérique pour le dépôt de la couche tampon et du TCO. La conductivité élec-trique du TCO sera optimisée en travaillant sur la nucléation de la couche, l’incorporation du dopant, et par des post-traitements photo-assisté.• Procéder à l’évaluation technico-commercial de ces équipe-ments non-vide et à leurs industrialisationLa France avec le CNRS comme partenaire académique ainsi que EDF comme partenaires industriels va essentiellement se concentrer sur l’optimisation et le développement de la couche tampon de Zn(S,O) par dépôt chimique en solution (CBD) et

NOVAZOLAR

Date démarrage : Juin 2014 Durée : 25,5 moisCoût total : 327 642 €Coordinateur : EMPA (CNRS au niveau français)Partenaires : IREC - ZSW - CNRS IRDEP - EDF R&D - MANZ - FLISOM.

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le dépôt de la couche de TCO à base de ZnO dopé au chlore (ZnO :Cl) par électrodépôt adapté aux absorbeurs CIGS prove-nant des partenaires européens.

CARACTÈRE INNOVANT

Outre l’impact scientifique et technologique du développement de ces dépôts innovants en solution et à basse température et de l’expérimentation d’une nouvelle architecture pour les cel-lules solaires à base de CIGS, un dépôt atmosphérique de ces couches de i-ZnO/ZnO :Al en s’appuyant sur des équipements simples avec des coûts d’investissement plus faibles pourrait accroître la compétitivité des modules CIGS par rapport aux technologies classiques à base de silicium.


L’électrodépôt de la couche de ZnO :Cl a été optimisé, permet-tant l’obtention des couches présentant une très bonne transpa-rence et de très bonnes propriétés opto-électroniques, proche du ZnO :Al déposé par pulvérisation cathodique. Ces couches optimisées de ZnO :Cl obtenues sur des substrats verre/molyb-

CONTACTSEmail : [email protected] - [email protected] internet : www.irdep.fr

dène ont été appliquées sur des substrats Verre/CIGS/CdS et Verre/CIGS/Zn(S,O) . Nous avons alors pu montrer qu’il est pos-sible d’obtenir des performances photovoltaïques de l’ordre de 14% avec une couche de ZnO :Cl électrodéposé sur une couche de CIGS électrodéposé ou co-évaporé et une couche de CdS.Enfin, les premières optimisations du bi-couche de Zn(S,O)/ZnO :Cl sont prometteuses.

Ainsi des rendements de l’ordre de 14% ont étaient obtenus sur des substrats à base Verre/CIGS/Zn(S,O).

Les résultats obtenus en cellule sont décrits dans le tableau ci-dessous, et comparés à des références terminées par la bicouche classique i-ZnO :Al déposée par pulvérisation catho-dique.


Cette étude a donné lieu à deux publications (deux autres sou-mise), un brevet et deux conférences orales dans les congrès internationaux (EUPVSC 2015 et SPIE 2016).

TAILLE DE CELLULE (cm²) (%) VOC (mV) JSC (mA cm-2) FF (%)

CIGS /CdS/ZnO/ZnO :Al (ref) 0.5 16.3 707 29.1 79.1

CIGS /CdS/ZnO :Cl (ED) 0.5 14.7 634 31.1 74.9

(ED)CIGSe/CdS/ZnO :Cl ED 0.5 14.3 621 33.8 68

CIGS/ZnS/ZnMgO(SP)/ZnO :Al

(SP)0.5 15.2 651 32.3 72

CIGS/ZnS/ZnO :Cl (ED) 0.5 14 633 31.4 70

NOVAZOLAR

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PARCOURS C


PACRET +Optimisation énergétique d’une pompe à chaleur haute température.Projet accompagné dans le cadre de l’APR Energie Durable 2015

CONTEXTE

Le développement du marché des PAC de grande puissance et à haute température destinées aux réseaux de chaleur urbains permettrait de valoriser de nombreuses sources renouvelables aujourd’hui peu utilisées : Sources géother-males profondes à basse température, chaleur fatale indus-trielle, eaux grises et eau issue des lacs et rivières.

La rentabilité des projets de PAC est extrêmement sensible aux performances (COP) des PAC, à leur capacité à être uti-lisées à charge partielle et aux prix des énergies. Le marché actuel est aujourd’hui dominé par 2 grands acteurs, impli-quant une concurrence limitée, un manque d’innovation, de flexibilité et des prix élevés.

Enertime souhaite dynamiser ce marché en offrant des machines adaptées aux besoins spécifiques des réseaux :

• Performances élevées.• Fonctionnement à charge partielle.• Compacité et facilité d’intégration.• Automatisation complète.• Utilisation de fluides de nouvelles génération non-inflam-mables, et à faible GWP/ODP permettant une introduction simplifiée en zone urbaine.

OBJECTIFS

Enertime a identifié plusieurs innovations technologiques permet-tant d’améliorer les performances des PAC, et nécessitant un offert supplémentaire de R&D avant de pouvoir être validées et mises en œuvre. L’objectif du projet PACRET+ est d’étudier les pistes suivantes pistes en détail via un modèle avancé de simulation et une ingénierie détaillée, dimensionner leur gain précis, le surcoût d’investissement et une plage optimale d’application :• Valorisation du travail de détente à l’aide d’éjecteurs superso-niques ou de turbines diphasiques.• Cycles multiétages et développement d’un compresseur spécifi-quement adapté au fluides et aux applications visées.• Cycle thermodynamique variable avec stockage intermédiaire de chaleur.

DÉROULEMENT

Les études préliminaires des différentes briques sont réalisées en parallèle afin de pouvoir comparer les résultats préliminaires et affiner le développement des pistes les plus prometteuses. Les étapes de développement sont décrites ci-dessous :Valorisation de l’énergie de détente : • Modélisation des cycles thermodynamiques de l’éjecteur et de la turbine diphasique. • Modélisation numérique de l’éjecteur.

PACRET +

Date démarrage : Septembre 2015Durée : 18 mois Coût total : 292 000 €Coordinateur : M. E. Touliankine, société ENERTIME

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• Dimensionnement mécanique et estimation économiques pré-liminaires.• Régulation et contrôle.• Étude d’intégration et bilan technico-économique.

Cycles multiétages et adaptation du compresseur :• Modélisation des cycles multiétages.• Étude de régulation du système, études d’intégration.• Dimensionnement aérodynamique et mécanique du compres-seur centrifuge.• Bilan technico-économique du système.

Cycle thermodynamique variable avec stockage interne de cha-leur :• Modélisation du cycle et choix d’architectures.• Étude des impacts du cycle sur le compresseur et régulation du système.• Bilan technico-économique.

Comparaison des solutions, sélection d’architectures et bilan technico-économique final.

CARACTÈRE INNOVANT

Le positionnement innovant sur PAC RET + se concentre sur l’étude et la mise en œuvre de solutions technologiques iden-tifiées mais trop peu utilisées car nécessitant des développe-ments R&D complexes ainsi que sur l’étude de ces innovations pour des applications de pompe à chaleur de puissance indus-trielle.


L’avancement du projet PACRET+ est de 45% aujourd’hui.Plusieurs outils ont été mis en place pour l’étude des diffé-rentes briques technologiques et ont permis d’aboutir à des conclusions préliminaires.

Un outil de design de cycle et de simulation hors du point nomi-nal ont été mis au point et permettent de comparer les perfor-mances des différentes briques entre elles. Les estimations économiques sont en cours et vont permettront de tirer des conclusions préliminaire sur l’intérêt de chaque brique.

Les cycles avec éjecteur supersonique présentent de nombreux avantages de performances pour un équipement sans pièces mobiles. Le dimensionnement mécanique et l’étude de régu-lation et d’utilisation hors du point nominal sont en cours de réalisation et permettront d’obtenir une estimation précise du bénéfice gain/investissement/complexité du système.Les turbines diphasiques présentent un gain de COP inté-ressant, mais le surcoût nécessaire et les brevets existants

rendent la solution moins intéressante que d’autres alternatives proposées.

Les cycles multiétages et l’amélioration du compresseur aux besoins des applications présentent un gain/investissement prometteur, mais nécessitent encore de développements com-plémentaires.

Enfin, les études préliminaires concernant les cycles variables avec stockage interne ont montré un intérêt pour la technolo-gie dans le cas d’importants écarts de température entre les entrées/sorties du condenseur ou de l’évaporateur. Ces cas impliquent en revanche une complexité de fonctionnement au niveau du compresseur, nécessitant des études plus approfon-dies.


Enertime envisage la construction d’un démonstrateur d’une PAC sur un site pilote industriel ou un réseau de chaleur en 2017.

Les briques les plus prometteuses pourraient être mises en places et testées sur ce démonstrateur.Des publications sont également envisagées pour certaines briques étudiées.

La rentabilité des Pompes à Chaleur est fortement liée aux performances et tout gain, même limité, mais intéressant d’un point de vue technico-économique peut influer sur la faisabilité ou non des projets.

CONTACTS

Email : [email protected] internet : http ://www.enertime.com

PACRET +

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PARCOURS C


PEGASEPrévisions des Energies renouvelables et Garantie Active par le Stockage d’Energie.Projet accompagné dans le cadre de l’appel à projets R&D Energies. Renouvelales et Réseaux 2010

Date démarrage : Décembre 2011 - Projet terminéDurée : 44,5 moisCoût total : 394 002 €Coordinateur : EDF R&DPartenaires : EDF SEI, Météo France, Ecole Polytechnique

CONTEXTE

Les Zones Non Interconnectées (ZNI) françaises, i. e. les dépar-tements et territoires d’Outre-mer ainsi que la Corse, présentent des spécificités marquées par rapport au système électrique continental métropolitain : en particulier, le parc de production d’électricité dans ces régions comporte une part importante de moyens thermiques impliquant (i) une émission importante de CO2, une autonomie énergétique des ZNI particulièrement réduite et un coût de production du kWh d’électricité très supé-rieur à la part qui est reflétée dans les tarifs. L’augmentation de la part des énergies renouvelables (EnR) intermittentes photo-voltaïque (PV) et éolienne dans le mix énergétique de produc-tion d’électricité représente un levier intéressant susceptible de répondre aux trois enjeux évoqués plus haut : elle permettrait en effet d’abaisser les émissions de CO2, de contribuer à l’auto-nomie énergétique des territoires et éventuellement de dimi-nuer le coût de production de l’électricité.

OBJECTIFS

Le projet PEGASE s’inscrit dans un objectif d’augmentation du taux de pénétration des EnR intermittentes PV et éolienne dans les ZNI, éventuellement au-delà des 30% tout en maintenant la sûreté du réseau. PEGASE vise à associer, sur le territoire de l’île de La Réunion, un système de stockage de type batterie (1

MW) et une/des ferme(s) PV et/ou éolienne (de 2 à 10 MW) afin d’en lisser la production selon un cahier des charges défini et ainsi se prémunir des effets de l’intermittence inhérente à ces EnR.

DÉROULEMENT

Le projet PEGASE s’est déroulé de 2011 à 2015. Le consortium du projet a regroupé :• EDF Systèmes Energétiques Insulaires (EDF SEI) qui gère les unités du Groupe EDF dans les Zones Non Interconnectées (les ZNI).• EDF Recherche & Développement (EDF R&D).• Météo France.• École Polytechnique Laboratoire de Météorologie Dynamique, spécialisé dans l’étude des processus physiques au sein de l’atmosphère terrestre.

PEGASE a nécessité en particulier la mise en place d’un sys-tème d’information (collecte et gestion des données de produc-tion des fermes EnR et de l’état de la batterie, transmission des consignes, etc.), la mise au point de méthodes de prévisions de production notamment PV afin d’anticiper efficacement la varia-bilité des EnR et enfin le développement d’une centrale de pilo-

PEGASE

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tage et des algorithmes associés qui, à partir de l’ensemble des données d’entrée, commande la batterie et éventuellement le bridage de la (des) production(s) EnR pour injecter sur le réseau un profil de puissance qui respecte le cahier des charges établi.

CARACTÈRE INNOVANT

PEGASE a permis le développement de méthodes et d’outils opérationnels de prévisions de production performants particu-lièrement innovants. PEGASE a également contribué à la démonstration de la faisa-bilité technique de coupler une batterie grande-échelle et une ferme EnR pour en lisser la production. Les centrales de pilotage optimisées mises au point ont fait l’objet de dépôts de brevet et sont actuellement commerciali-sées par la société EDF Store & Forecast, start-up créée dans le cadre de PEGASE.


Les principaux points de sortie du projet PEGASE sont les sui-vants :• Mise en place d’un système d’information spécifique permet-tant le couplage d’un système de stockage et de fermes EnR.• Développement et mise au point de méthodes et d’outils opé-rationnels de prévisions de la production PV.• Développement d’une centrale de pilotage performante per-mettant le couplage d’un système de stockage et de fermes EnR en vue d’injecter une puissance lissée sur le réseau.• Démonstration de la faisabilité technique de coupler une bat-terie et une ferme EnR pour en lisser la production et mise en évidence de certaines contraintes techniques relatives au pilo-tage d’une batterie (gestion du SOC, taux d’indisponibilité).• Démonstration de l’intérêt de développer des méthodes de prévision de production performantes pour améliorer les scores du couplage.• Création d’une nouvelle entreprise qui développe et commer-cialise des solutions logicielles de prévision, de planification et de pilotage automatique optimisé de la production d’EnR inter-mittente et du stockage issue des résultats du projet PEGASE.


Les études réalisées et les outils développés dans le cadre de PEGASE ont permis la création de la société EDF Store & Forecast en 2014. Il s’agit d’un des points de sortie majeurs du projet. EDF Store & Forecast développe et commercialise des solutions logicielles de prévision, de planification et de pilotage automatique optimisé de la production d’EnR intermittente et du stockage. Les producteurs et gestionnaires de réseaux peuvent ainsi optimiser à la fois le dimensionnement et l’exploi-tation de leurs installations. Après 1 an d’existence, EDF Store &

Forecast a signé une dizaine de contrats qui sont actuellement en cours de réalisation. La diversité des clients (producteurs, gestionnaires de réseaux, bailleurs de fonds – à noter que plus de la moitié d’entre eux ne font pas partie du groupe EDF) et la variété des problématiques traitées témoignent de l’intérêt de l’offre développée par EDF Store & Forecast.

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PEGASE

PARTENAIRES


PARCOURS C


REEPEFRetour d’Expérience sur les Études de Potentiel Eolienen France.Projet accompagné dans le cadre de l’APR « Intégration optimisée des énergies renouvelables et maîtrise de la demande d’électricité » 2012

Date de démarrage : 28 septembre 2012 - Projet terminéDurée : 24 moisCoût total : 54 219 €Partenaire : EOLTECH

CONTEXTE

Estimer le potentiel éolien d’un site conduit à considérer une incertitude sur le productible non négligeable du fait de la forte variabilité de la vitesse du vent dans le temps et dans l’espace, mais aussi du fait de l’effet d’amplification spécifique à l’éo-lien qui fait qu’une erreur en pourcentage sur l’estimation de la vitesse du vent à hauteur de moyeu conduit généralement à une erreur en pourcentage environ deux fois supérieure sur l’estimation de la production.

C’est dans ce contexte qu’Eoltech a réalisé, avec un co-finan-cement de l’ADEME, une étude de retour d’expérience portant sur 97 évaluations de potentiel éolien réalisées sur 94 parcs situés en France et aujourd’hui en activité, afin de comparer les capacités de production effectives de ces parcs à l’estimation théorique réalisée pré-construction.

OBJECTIFS

Le principal objet de cette étude est ainsi de réaliser, sur un échantillon significatif de parcs éoliens en France, l’ana-lyse comparative des productions théoriques (estimées pré-construction) et des productions effectives (mesurées après au moins un an d’activité) de ces parcs.

En d’autres termes cette étude permet de disposer d’un pre-mier retour d’expérience, sur un échantillonnage significatif, d’études de potentiel éolien théoriques réalisées pour des pro-jets en France au cours des 10 dernières années. Il permet aussi de proposer des ordres de grandeurs d’écarts de production observés entre théorie et réel, associés à des conditions de réa-lisation d’études plus ou moins complexes (qualité de mesures, hauteur de mesures, complexité de l’environnement extérieur, etc...).

DÉROULEMENT

L’échantillon considéré est constitué de 94 parcs en activité, soit 667 turbines représentant une puissance totale de 1 288 MW. Pour chacun des parcs étudiés, les éléments suivants ont été mis à notre disposition pour analyse : rapports d’évaluation de potentiel éolien théorique d’une part, et données de pro-ductions et de disponibilités mensuelles des parcs en activité d’autre part.

Afin d’analyser les écarts entre les productibles issus des études théoriques et ceux estimés à partir des productions effectives des parcs en activité, ces productibles ont été ajus-

REEPEF

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tés sur un même niveau de disponibilité des turbines et sur une même période de référence long terme. Ainsi les écarts consta-tés sont attribuables soit à l’incertitude sur l’étude théorique, soit à la performance réelle des turbines.

Au-delà de l’analyse globale réalisée sur l’ensemble de l’échan-tillon (distribution générale des écarts, analyse d’effet porte-feuille, analyse par ancienneté de rapport...), une analyse plus approfondie a été menée pour déterminer l’influence de critères spécifiques aux conditions d’étude sur les écarts obtenus (topographie, rugosité, Hmesure vs Hmoyeu...).

CARACTÈRE INNOVANT

Si sur les 12 dernières années, plus de 700 parcs éoliens ont été construits en France, à notre connaissance aucune étude de retour d’expérience sur les évaluations de potentiel éolien réalisées initialement n’avait été effectuée à ce jour sur un échantillon significatif (plus de 90 parcs).

Au-delà des considérations sur la taille et la représentativité de l’échantillon disponible, on soulignera que le principal apport de cette étude réside dans la mise à disposition d’ordres de grandeur d’écarts de production issus d’un volume significatif de parcs éoliens en activité en France.


Principaux constats• Les études théoriques initiales surestiment en moyenne de l’ordre de 6 % les capacités réelles de production.• 1/3 des parcs éoliens sont associés à des écarts de capacité de production considérés satisfaisants.• Près de 60 % des études théoriques surestiment les capacités de production réelles des parcs (i.e. écart > 5%).• La dépendance des performances réelles des turbines de grand diamètre de rotor à la hauteur de moyeu et à l’environ-nement immédiat est a priori plus importante qu’elle ne l’était pour des turbines de diamètre de rotor plus réduit.• En forêt et en zone bocagère le risque de surestimation des capacités de production est plus important.• Le taux de disponibilité constaté des parcs est en moyenne de l’ordre de 96 %. CONCLUSIONS

Du point de vue de l’effet portefeuille, sur les 94 parcs étudiés, le risque lié à la surestimation des capacités de production cumulé des effets de la baisse du gisement éolien moyen sur la dernière décennie, a globalement été couvert en considérant une valeur de P90 associée à un niveau d’incertitude sur le pro-ductible de l’ordre de ± 10 %. Si l’on considère la situation parc

par parc, le risque de surestimation des capacités de production cumulé des effets de la baisse du gisement éolien moyen sur la dernière décennie a globalement été couvert :• par la prise en compte de la valeur de P90 associée à un niveau d’incertitude sur le productible de l’ordre de ± 12 %, pour plus des 3/4 des projets dont les conditions d’études sont considérées favorables.• par la prise en compte de la valeur de P90 associée à un niveau d’incertitude sur le productible de l’ordre de ± 15 %, pour près de 90% de toutes les situations étudiées.


Si la manière d’appréhender le risque en considérant la valeur de P90 semble ainsi couvrir pour l’essentiel les risques de surestimation des capacités réelles de production, on consi-dèrera qu’une majoration du niveau d’incertitude sur le pro-ductible pourrait être prise en compte pour les situations sui-vantes : lorsque le couvert végétal est complexe (forêt, bocage), et a fortiori lorsque le couvert végétal est complexe et associé à des mesures de faible hauteur et/ou de turbine de très grand diamètre de rotor au regard de leur hauteur de moyeu.

Si en moyenne l’erreur sur l’estimation du productible d’un parc est relativement faible (proche de l’incertitude sur la courbe de puissance), le fait qu’elle soit dans le sens de la surestimation, dans un contexte de diminution de la ressource éolienne sur la dernière décennie, devrait conduire à considérer prudemment le choix de la durée de la période le long terme.

CONTACTS

Email : [email protected] - [email protected] internet : www.eoltech.fr

REEPEF

PARTENAIRES


PARCOURS C


SGSTSmart Grid Solaire ThemiqueProjet accompagné dans le cadre du programme des Investissements d’Avenir et de l’appel à projets NTE (Nouvelles Technologies de l’Ener-gie)

CONTEXTE

Actuellement, les réseaux de chaleur intégrant une contribution solaire thermique, plus communément appelés Solar District Heating (SDH) au niveau européen, connaissent un dévelop-pement sans précédent, notamment au Danemark. La barre du million de m² de capteurs solaires thermiques raccordés aux réseaux de chaleur a été franchie fin 2015.

Les réseaux de chaleur solaires s’inscrivent également dans de nombreuses feuilles de route européennes (Initiative Smart Cities, Plateforme Technologique Renewable Heating and Cooling, Energy-Efficient Buildings PPP Roadmap), mais aussi répondent à des enjeux des directives européennes sur l’effi-cacité énergétique des bâtiments (Directive 2010-31-EU Energy Performance of Buildings) et le développement des énergies renouvelables (Directive 2009-28-EU Promotion of the use of energy from renewable sources).

OBJECTIFS

Les engagements pris par la France lors du Grenelle de l’Envi-ronnement et inscrits dans la PPI Chaleur imposent des déve-loppements des différentes filières énergétiques jusqu’en 2020. A l’heure actuelle, le marché du solaire thermique est inférieur aux tendances prévues par ces engagements, et il est

nécessaire de développer des nouveaux secteurs d’applications en vue de rattraper ce retard.L’objet du projet SmartGrid Solaire Thermique est d’initier une nouvelle filière d’utilisation de l’énergie solaire thermique en France, avec l’intégration aux réseaux de chaleur et au travers l’élaboration d’une offre adaptée à ces marchés.

DÉROULEMENT

Le projet est structuré pour permettre d’arriver à un « package » comprenant des solutions techniques, économiques et juri-diques permettant d’assurer le développement de la techno-logie. Ainsi, après avoir étudié les possibilités technologiques d’intégration du solaire thermique dans les réseaux de chaleur en tenant compte de certaines spécificités françaises (niveaux de température, densité urbaine ...) et analysé les systèmes de stockage moyen/long terme, nous déterminerons les perspec-tives de marché du solaire sur les réseaux de chaleur et des capteurs solaires associés.

Sur ces bases, des développements scientifiques et techno-logiques spécifiques permettant de répondre aux exigences des réseaux de chaleur seront assurés notamment pour les capteurs et les circuits solaires, qui aboutiront à une phase de

SMART GRIDSOLAIRE PV

Date démarrage : Mi 2012Durée : 5.5 ansCoût total : 4.700 000 €Coordinateur : CLIPSOLPartenaires : COFELY - INES - INDIGGO - TECSOL - VIESSMAN

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pré-industrialisation de capteurs solaires spécifiques à haute performance énergétique.

Tout au long du projet, des démonstrateurs seront étudiés et réalisés afin d’accompagner et de valider l’ensemble des déve-loppements effectués dans le cadre du projet. Cette partie sera un élément majeur du déploiement de la technologie à une échelle significative.

Au delà de ses développements techniques, il s’agira égale-ment de proposer de nouveaux modèles d’affaires, notamment économique et juridique pour créer les outils indispensables à l’introduction sur le marché et à la pérennisation de la filière.

CARACTÈRE INNOVANT

Le projet a permis de développer des capteurs solaires haute performance adaptés aux réseaux de chaleur (capteurs plans et capteurs à tubes sous-vides) et d’obtenir des champs de cap-teurs solaires thermiques validés à grande échelle au sein d’un réseau de chaleur. Des avancées scientifique et technologique sur les stockages d’énergie solaire à grande échelle permettant d’atteindre des contributions solaires plus importantes dans les réseaux de chaleur ont été obtenues.


Le projet a démarré en Juillet 2012, et se termine en Mars 2018.

Les premiers travaux ont permis de mettre en avant le potentiel de développement du solaire sur les réseaux de chaleur et le potentiel de développement d’une filière industrielle française de fabrication de capteurs solaires adaptés aux réseaux de cha-leur.

D’un point de vue système, des modèles numériques d’instal-lations solaires centralisées et décentralisées avec ou sans stockage (court, moyen, long terme) ont été développés dans un environnement de simulation dynamique. Ils ont permis de servir de support pour le calcul des performances des instal-lations, et le développement des algorithmes de contrôle-com-mande.Des capteurs solaires thermiques plans haute performance adaptés aux réseaux de chaleur ont été développés. Une conception originale du capteur permettant d’atteindre des meilleures performances à plus haute température a été réali-sée. En appui de cette conception, des travaux d’optimisation hydraulique au sein de l’absorbeur du capteur solaire ont été réalisés. Ces travaux ont abouti à une caractérisation des per-formances du capteur développé sur le banc ensoleillement naturel à INES.

Une étude approfondie sur les systèmes de stockage moyen-long terme en eau a été réalisée et a permis d’aboutir à la réa-lisation d’une maquette de laboratoire de 10m3 permettant de tester des systèmes de diffusion et stratification des fluides.

L’ensemble des résultats du projet ont été aboutis à la réalisa-tion de deux démonstrateurs : Balma (458m² de capteurs à tubes sous-vide installés en 2014) et Juvignac (300m² de cap-teurs plans haute performance installés en 2015). Chacune de ces deux installations est raccordée à un réseau de chaleur bio-masse/gaz alimentant un écoquartier. Un suivi détaillé pendant 2 ans de ces installations permet de valider les performances et de calibrer les modèles numériques développés.

Les actions de dissémination du projet ont abouties à la réali-sation de 25 présentations à des conférences, et la rédaction de 3 articles.


Le projet a pour vocation à développer une filière française d’in-tégration du solaire sur les réseaux de chaleur, à savoir :

• Une industrie de production de capteurs solaires thermiques haute performance.• Une ingénierie technique performante.• Une ingénierie financière et juridique adaptée.• Un gestionnaire de réseaux de chaleur opérationnel.

L’ensemble de ces développements sera valorisé sur les réseaux de chaleur existants, ainsi que les nouveaux réseaux à venir.



CONTACTS

Cédric Paulus, CEA INESEmail : [email protected] - 04 79 79 21 17


PARTENAIRES

Figure 1 : Modèle thermo-hydraulique de l’absorbeur (en haut) et vue de la répartition à partir d’une caméra thermique sur le banc

d’essai (en bas)

Figure 2 : Installations solaires raccordées aux réseaux de chaleur de Balma (en haut)

et de Juvignac (en bas)


PARCOURS C


SMART RESERVEEvaluation de la réserve pour l’intégration du PVProjet accompagné dans le cadre de l’APR « Intégration optimisée des énergies renouvelables et maîtrise de la demande d’électricité » 2012

CONTEXTE

Dans la perspective de mesurer les effets et le coût d’une aug-mentation de la pénétration des énergies renouvelables dans le mix électrique Français dans les années à venir, un certain nombre d’éléments nécessitent d’être regardés. Dans ce sens, la prédictibilité et la variabilité intra-horaire des sources d’élec-tricité météo-dépendantes (l’éolien et le photovoltaïque) sont des éléments qu’il n’est pas facile d’anticiper sans une simula-tion avancée.

En effet les variations intra-horaires de la production éolienne et photovoltaïque ainsi que les erreurs qui peuvent exister sur des prédictions quelques minutes à quelques heures à l’avance doivent être gérées par le gestionnaire de réseau et peuvent induire des coûts supplémentaires soit par de nouveaux inves-tissements soit par des coûts d’opérations.

OBJECTIFS

Dans ce contexte les objectifs du projet étaient de : • Proposer une méthodologie pour évaluer l’impact des erreurs de prédiction de la production le photovoltaïque causées par un ensemble donné d’installations. • Appliquer cette méthodologie à plusieurs cas réels fournis par la société Solaïs, afin d’explorer les effets de foisonnement à

plusieurs échelles d’espace. • Proposer un modèle paramétrique du niveau d’erreur de pré-diction, en fonction de caractéristiques du système considéré. • Mettre en place et utiliser un outil SIG à l’échelle d’un quartier existant pour la simulation d’un certain nombre d’installations et appliquer le modèle paramétrique du point précédent pour déterminer le niveau d’erreur de prédiction induit par ce quar-tier. En réalité le périmètre d’étude a été élargi à l’éolien, du fait des travaux menés parallèlement par Armines dans le cadre de l’étude 100%EnR.

DÉROULEMENT

Suivant ces objectifs le projet était construit en 4 tâches :• Pour remplir le premier objectif, a été proposée une méthode d’évaluation des erreurs de prédiction et des fluctuations intra-horaires qui pourraient résulter d’une forte pénétration de pho-tovoltaïque. De fait, les travaux ont été étendus à la production éolienne.• Une campagne de mesures de production PV pour assurer une calibration réaliste des méthodes d’évaluation a été réalisée à des pas de temps allant jusqu’à 1 minute. • La méthode de la tâche 1 a été appliquée dans un grand

SMART RESERVE

Date démarrage : Décembre 2012 - Projet terminéDurée : 30 moisCoût total : 430 000 eurosCoordinateur : ArminesPartenaires : Solaïs - CSTB

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nombre de configurations pour mettre en place le modèle para-métrique.• Enfin, cette méthode a été mise en œuvre pour un cas d’étude détaillé à l’échelle d’un quartier (en termes de puissance pho-tovoltaïque installée). Une méthode de calcul du potentiel PV d‘un quartier sur la base de maquette urbaine numérique a donc été mise en place au préalable.


La méthodologie mise en place repose à la fois sur un ensemble de données réelles et sur des méthodes statistiques. Les don-nées historiques de production des centrales de l’entreprise Solais et d’estimation du rayonnement solaire au sol par image-rie satellite de la base SODA ont permis une simulation fine et calibrée de la production PV et des fluctuations intra-horaires. Au vu des très faibles corrélations observées entre les fluctua-tions intra-horaires des différentes centrales, le pas de temps de mesure des centrales de Solais n’a pas été plus fin que 1 minute. Les données historiques de prédiction météorologique du centre Européen de prédiction (ECMWF) et des algorithmes de prédiction éprouvés par l’expérience du centre PERSEE dans le domaine ont permis une simulation réaliste des erreurs de prédiction en n’importe quel point de la France sur un pas de temps horaire pour un horizon allant jusqu’à 24 heure sur 7 années.

La méthode de simulation des erreurs de prédiction a ensuite été appliquée dans un grand nombre de configurations d’im-plantations des centrales éoliennes et photovoltaïques. Pour cela un scénario macroscopique de déploiement en nature et en positionnement a été proposé. Sur cette base, il a été mon-tré que ce qui déterminait in fine le niveau moyen d’erreur de prédiction était essentiellement l’énergie annuelle produite et l’horizon de prédiction. Un modèle paramétrique de l’erreur à l’échelle de la France en fonction de ces deux paramètres a été ensuite proposé.

Ces métriques ne permettent pas de discuter précisément les besoins de réserve (secondaire et tertiaire) qui sont liés aux erreurs extrêmes et à la disponibilité des moyens de production flexibles du parc à ces instants.

Dans le cadre de l’étude 100%EnR, une représentation des erreurs faites sur tout le parc grâce à la méthodologie dévelop-pée dans le projet SmartReserve donne selon l’horizon de pré-diction une erreur de : 9GW pour un horizon de prédiction h=1h et environ 20 GW pour les horizons h=3h et h=6h.

La différence fondamentale du cas du PV avec celui de l’éolien se trouve dans les valeurs numériques de l’erreur maximum (et donc globalement du niveau d’erreur). Ce niveau d’erreur est

moins grand en ce qui concerne la RMSE (environ 29MW/TWh produit de RMSE pour h=24 alors que pour l’éolien cette valeur est autour de 34MW/TWh). Cette différence s’explique assez bien par la présence de la nuit.

Enfin, le CSTB a bâti un outil de calcul de potentiel photovol-taïque dans un quartier. L’outil prend en entrée une maquette numérique urbaine de niveau minimum load2 (les toitures sont représentées avec leur géométrie réelles) ainsi que les don-nées météo d’ensoleillement du site et calcule les parties des toitures aptes à recevoir des modules pv dans des conditions d’éclairement libre d’ombrage sévère. Sur ces zones, l’outil applique un modèle physique qui délivre le productible élec-trique en sortie d onduleur dans l’hypothèse où toute la zone est exploitée. Puis le CSTB a utilisé le modèle paramétrique pour déterminer la contribution de ces centrales à l’erreur totale Française donc aux besoins de réserve.


Valorisation : L’outil de simulation d’erreurs de prédiction a été utilisé dans le cadre du projet « vers un mix 100% renouve-lable ». Les résultats obtenus en termes de modélisation para-métrique ainsi que la méthodologie ont été publiés à la confé-rence CIRED 2015 et un article journal est en cours de rédaction sur la méthodologie ainsi que sur le modèle paramétrique.

CONTACTS


SMART RESERVE

PARTENAIRES


PARCOURS C


SOLFINPrévision très court terme du rayonnement solaire par des modèles issus de la finance.Projet accompagné dans le cadre de l’APR « Intégration optimisée des énergies renouvelables et maîtrise de la demande d’électricité » 2012

CONTEXTE

La baisse rapide du prix du matériel photovoltaïque grâce au développement des capacités de production mondiales rend l’énergie photovoltaïque incontournable dans le mix énergétique mondial. Sa production dépend directement de l’ensoleillement perçu par un panneau solaire. Elle est donc intermittente voire fatale. Intermittente car non disponible en permanence, avec une forte variabilité et non contrôlable, fatale car à consommer instantanément sous réserve de la perdre.

L’entreprise Reuniwatt s’est associée avec le laboratoire de physique et ingénierie mathématiques pour l’énergie, l’environ-nement et le bâtiment (PIMENT) de l’Université de La Réunion pour traiter cette problématique à La Réunion.

En milieu insulaire tropical, la forte variabilité de la nébulosité associée à un réseau électrique en zone non-interconnectée, rend l’injection de l’énergie photovoltaïque encore plus difficile à gérer, et ce malgré un gisement solaire plus favorable qu’en zones tempérées.

La prévision de la production photovoltaïque permet alors au gestionnaire de réseau de mieux planifier l’injection de cette électricité. Cela permet donc d’accroitre la part du PV dans le mix énergétique tout en garantissant la stabilité du réseau.

OBJECTIFS

Une courbe de production photovoltaïque peut montrer une très forte variabilité et montre un aspect fortement stochastique. L’objectif du projet SOLFIN est de tester les modèles de mathé-matiques financières, utilisés habituellement dans la prévision des cours boursiers, pour les appliquer sur un autre domaine, la prévision de la production photovoltaïque.

DÉROULEMENT

Le projet SOLFIN a testé les modèles mathématiques les plus performants utilisés pour les cours boursiers pour prévoir la production photovoltaïque à très court terme (de quelques minutes à quelques heures). PIMENT a réalisé la partie la plus fondamentale de l’étude, Reuniwatt a testé la mise en pro-duction opérationnelle de ces modèles à partir de mesures du rayonnement solaire. Un séminaire de restitution a permis de disséminer les résultats au sein de la communauté scientifique mondiale des experts en prévision de la production photovol-taïque.

SOLFIN

Date démarrage : Avril 2013 - Projet terminéDurée : 27 moisCoût total : 256 640 €Coordinateur : REUNIWATT (SARL)Partenaire : Université de La Réunion

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CARACTÈRE INNOVANT

Les méthodes de prévisions créées dans le cadre de ce projet présentent des scores de précision qui ont dépassé l’état de l’art. Des approches inédites de description de la variabilité du rayonnement solaire ont pu être proposées.


Sur le plan fondamental, SOLFIN a permis d’une part d’évaluer l’amélioration apportée par l’approche issue de la finance pour la prévision du rayonnement solaire. D’autre part, une descrip-tion multi-échelle de la variabilité solaire a été développée pour implémenter en amont les modèles économétriques. D’un point de vue opérationnel, SOLFIN a permis de valider en production les modèles les plus performants des mathématiques finan-cières appliquées à la production photovoltaïque d’une centrale photovoltaïque unique (prévision hyper locale) sur le court terme : prévision infrajournalière (H+6) et à très court terme (+30).


Pour le laboratoire PIMENT, le projet SOLFIN a permis de renfor-cer ses compétences en modèles statistiques et probabilistes appliquées aux séries temporelles de variables physiques. Les résultats du projet ont par ailleurs fait l’objet de communica-tions dans des congrès internationaux.

Grâce au projet SOLFIN, Reuniwatt a pu développer une pre-mière infrastructure de suivi et de test des prévisions numé-riques de la production photovoltaïque, ainsi que des premiers modèles opérationnels de prévision.

CONTACTS

Email : [email protected] Site internet : www.reuniwatt.com

SOLFIN

PARTENAIRES

parcours c - ademe.fr · caractérisation d’un système caes* et démonstration de son...

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