Reprise du message précédent :

Pompes Siemens ?  

On a un planning mis à jour concernant la relance de nos centrales, qui prend en compte les impacts qu'ont pu avoir les grèves ?
Je me souviens avoir vu passer un beau planning très clair y'a quelques semaines avec toutes les tranches, mais c'était avant le bazar.

Il y a des infos sur nuclear monitor  
https://nuclear-monitor.fr/#/home

Pour avoir une vue d'ensemble : https://energygraph.info/d/cM9gMNZ4 [...] w%2B3M%2Fd

Ol3 mais comment c'est possible de faire des pièces qui durent même pas trois mois la putain d'eux !?

Visiblement.
La qualité allemande c’est plus ce que c’était.

Sabotage a l'usine voire même la conception ?

Ou alors défaut de conception

p.120 :

(Et le chapitre 4 commence p.148)

Aciériste au rabais ?
Ou techniques de cnd qui "voient" bien mieux les microdéfauts qu'il y a 50 ans ?
(Si la dernière hypothèse est vérifiée, il "suffit" de qualifier la tenue des pièces présentant de tels microdéfauts ; en revanche, si ce sont de "vrais" gros défauts, évidemment, ça va être compliqué )

ça ressemble fort à 2023 en terme de conso

Possible, mais la discussion avec fosque concerne le stockage de la production EnR : je suis réellement curieux de la page corrigée
(parce que le rapport complet est "un peu" dense pour être parcouru sur malinphone )

Ah, j'étais sur téléphone, les pdf que j'ai sauvegardés sont périmés. RTE mettait à jour son rapport plusieurs mois encore après la publication initiale et les numéros de pages ont drôlement changé.
C'est page 152 :
 

Oui, toutes mes confuses
 
 
 
J'ajoute que je suis plutôt d'accord sur le propos initial : les incertitudes liées au tout EnR devraient nous dissuader d'y recourir. Le même raisonnement s'applique pour le scénario N03 :

 
 
Clairement le N2 se démarque du reste, tout au long de l'étude :

Sur le graph page 339, c'est très clair. Dès 40 GW de nucléaire (scénario N2), les capacités installées de batteries et de thermique décarboné s'effondrent :

 
 
Vient alors logiquement une sorte d'optimum économique une fois cette capacité nucléaire atteinte.
Ajouter davantage de nouveau nucléaire au delà d'un certain seuil (40 GW d'après le modèle RTE) n'apporte aucun avantage économique.
Ou autrement dit : à partir de 40 GW de nucléaire, ou peut ajouter derrière n'importe quel mix nucléaire/EnR que ça ne changerait rien sur les coûts.

 
Le moindre coût du scénario N03 face au N2 s'explique sans doute en grande partie par la plus grande part d'ancien nucléaire prolongé au delà de 50-60 ans, ce qui est très, très avantageux économiquement.
 
 
 
Donc pour moi : 40 GW de nucléaire en 2050 c'est très bien. Et comme il est difficile voir impossible (selon les industriels du secteur) d'en construire davantage d'ici 2050, alors les EnR s'imposent.
Si on ne peut pas ou qu'on ne veut pas de 40 GW de nucléaire, alors il faudra assumer les surcoûts et les incertitudes liés à la gestion des EnR. Je préfèrerais qu'on ne prenne pas un tel risque. C'est déjà assez compliqué comme ça

 
Selon les industriels du secteur c'est difficile. Pas impossible

Je vais m'aventurer et prédire un problème de cavitation et donc de design de ces pompes... Qui visiblement ne sont pas les même qu'à Taishan...

Après, changer des pompes ça reste "facile" sauf si elles sont difficiles à acheter sur étagère et qu'il faille commander et attendre x mois pour qu'elles soient construites.

Il faut toutefois confirmer l'hypothèse et comprendre pourquoi elles ont foirées.

Il y a des capteurs pour détecter la cavitation, quand c'est bien conçu.  

Visiblement elles ne l'étaient pas

Pour les profanes (dont moi).  
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Cavitation :  
https://fr.wikipedia.org/wiki/Cavitation
 
ou :
https://www.grundfos.com/fr/support [...] cavitation
 
Intéressant.
 
J'en déduis donc que les détecteurs ultrasonores sembleraient faire défaut à l'installation, déjà... cela afin de déceler, préventivement, les hypothétiques cavitations avant qu'elles ne soient destructrices... et que les paramètres de conception des pompes n'auraient pas, ou mal, pris en compte le phénomène... en n'assurant pas la pression minimale (NPSH) nécessaire à l'évitement de celui-ci.
 
C'est une hypothèse intéressante.
Cependant, compte tenu de l'amplitude et de la rapidité d'apparition des fissures, l'erreur serait quand même assez "grossière", d'autant plus en rapport à un phénomène qui semble quand même très bien connu (puisqu'on sait également l'utiliser - le domestiquer - à bon escient), quantifiable/estimable... et documenté.
Un peu du même niveau que si on oubliait de prendre en compte les risques de mise en résonance entre les pâles d'éolienne/rotor et le mât dans la conception d'une éolienne... me semble t-il.

 
 
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Quoi qu'il en soit, je me coucherai moins con ce jour. C'est toujours ça de pris.

Un mano-vacuomètre.

Sinon, c'est soit un problème de dimensionnement soit un problème de conception pure (trop de coudes, une hauteur entre l'aspiration et la source trop grande...)

Il me semblait que sur les pompes, la cavitation se voyait par des "piqûres" dans les pales des turbines (le gaz dissous dans l'eau "explose" grâce a la pression plus faible a l'arrière des pales, ce qui crée de petits trous dans le métal)

C'est l'un des problèmes qu'on rencontre en naval ou en hydro sur les turbines Francis et Kaplan, principalement.

Des fissures aussi longues, en fonction de la position, ça peut s'expliquer amha :

• Par une problématique d'assemblage si c'est situé près de l'axe (les pales sont rattachées au moyeu de façon inapproprié)
• Par un nervurage insuffisant (un manque de rigidité a certains endroits) qui entraînerait une déformation trop importante pour une partie de la pale par rapport au reste
• Par une mauvaise maîtrise du procédé de fabrication et l'inclusion de "pailles" (=de défauts) dans la matière si les fissures sont a des endroits différents

Dans ces trois cas, c'est clairement un problème de maîtrise industriel du fabriquant

Mais il y a aussi potentiellement une erreur de l'exploitation, par exemple les pompes ont tourné avec une pression a l'admission trop faible, il y a eu un manque de lubrification, ou le centrage et la concentricite ont été mal fait.

Bref, c'est pas simple.

Oui, la cavitation, c'est un peu comme balancer de la chevrotine dans l'aspiration d'une pompe pour simplifier.

Du sable ont dit normalement...
 
Et normalement cela s’entends...

Ce qui serait intéressant c'est de savoir si les pompes de Flamanville 3 et Hinkley Point C sont les mêmes...

C'est surtout que le problème n'a pas été relevé à Taishan. C'est un bon élément de comparaison.

J'ai justement vu parmi les trouzmille tweets sur le sujet (source non garantie donc) que les pompes de Flamanville sont les mêmes qu'à Taishan et différentes de celles d'Olkiluoto.

Je crois que les pompes sont différentes.

Question pour l'assemblee concernant cet article:

https://www.theguardian.com/environ [...] e-evidence

En particulier, je pense a cette partie:

Est-ce possible d'avoir 5 heures de batteries ?? Est-ce que les hypotheses sur les 60 / 45 sont realistes ??

La gestion de l'intermittence, telle que definie dans les hypotheques, semble foireuse, notamment car il semble avoir simule de facon trop favorable. les 90% "met directly" semblant impossible a atteindre.

Je suis curieux d'avoir votre opinion.

EDIT: bon j'ai ete regarder les chiffres, c'est du delire complet, sans surprise
https://twitter.com/DavidOsmond8/st [...] 32/photo/1

Meme sans regarder la fiabilite des hypotheses sur la production, les 5h de batterie correspondent a 120 GWh, ce qui est une hypothese du nawak total

Et 99% de dispo c’est 3 jours de black out par an...

surtout, l article parle de l Australie, PAS de l Europe.
Avec l ensoleillement qu il y a en Australie, c est presque criminel de ne pas y mettre + de PV et autres technos solaire!
L Australie a d énormes surface pour peu d habitants, donc l emprise au sol, osef. Enorme ile avec vents des 4 côtés, donc là aussi, avec un réseau démesuré, on peut imaginer transporter l elec de l'eolien d un bout à l autre du pays.
Enfin, l Australie est une terre de mines et métaux. Et un fournisseur important de la Chine.  
Donc on peut sans trop de risques imaginer une énorme couverture de PV en Australie pour remplacer leur charbon.  
 
Donc ptet que les 75-80% d ENR seraient possible là bas.
Mais de là à faire 100% ENR, c est tjs limite: les 10-20 derniers % sont tjs les + complexes, et il y a fort à parier que l intermittence se gère encore longtemps avec du fossile...

Et population très concentrée.

quant à la fixette sur les prix, c est une vue AMHA très court termiste.
Tout ce qui est "pas cher" aujourd'hui l est grâce au fossile.

On voit bien avec notre "ami" Poutine qui pousse l Europe a accélérer la transition européenne avec moins de fossile: qd on enlève le fossile, les prix explosent.
Je l avais déjà écrit il y a des années, mais il me semble évident que l énergie ds le futur, sans fossile, restera durablement à des prix élevés, genre l elec > 100 € / MWh. On commence tout juste à voir des analystes économiques voir enfin cela pour les 10 prochaines années. Les européens ne l ont majoritairement pas encore compris, pensant tjs un retour à comme avant, mais l énergie pas cher, c est du passé!
Les ~100 € / MWh est par ailleurs le seuil autour duquel les ENR deviennent vraiment compétitives sur leur cycle de vie, cad avec backup et sans subventions. Donc si on veut réduire le fossile, aucune raison de vouloir baisser les prix.

La seule techno qui peut produire massivement sans carbone reste le nucléaire...

 
D'apres son graphe, on peut sortir 50% en periode la plus creuse, et donc avec un taux moyen plus eleve en effet. Le differentiel peut etre gere avec du fossile, ca fait deja des sacrees economies dans un pays qui est un des plus polluants du monde par habitant.

C'est pas si grave, si la solution c'est d'avoir quelques GW de centrales gaz utilisées quelques heures par an, surtout dans un pays comme l'Australie où actuellement tout vient du charbon

Pourquoi nawak ?
Ça représente l'équivalent des batteries de 2 millions de bagnoles type Zoe. Pour gérer l'électricité d'un pays comme l'Australie, je ne trouve pas ça choquant.
 
 
En 2021 seulement, la Chine installait 2 GW de batteries, les USA 3 GW et l'Europe 1GW : https://www.iea.org/data-and-statis [...] -2016-2021
(le tweet sur l'Australie parle de 24 GW de puissance pour 120 GWh de capacité totale)
 
 
 

Oui, mais le modèle du gars est très simpliste. Un mix éolien + PV, ~5 GW d'hydraulique type STEP ou barrage et 24 GW de batteries. Zéro biomasse, zéro power-to-gas, zéro nucléaire, zéro flexibilité de la demande. C'est pas les solutions qui manquent pour combler le 1%.
 
 
 

Exact. Avec des facteurs de charge solaire qui n'ont rien à voir avec les nôtres. 20-25% il me semble  
 
 
 

Les prix actuels de l'électricité sont pourtant bien uniquement dus au prix du gaz, donc les prix explosent à cause de l'usage des énergies fossiles.
 
 
 

A la limite oui. Mais du power-to-gas pourrait faire l'affaire, avec moins d'émissions. Ils doivent bien pouvoir faire quelque chose avec leurs facteurs de charge solaire importants  

 
certes, et je pensais notamment au biogaz qui est censé remplacé le gaz fossile: le biogaz actuel devient compétitif à 100 € / MWh, donc il est quasi souhaitable que le prix du marché reste au dessus de ce seuil pour produire le max de biogaz le + vite possible!
 
je suis d ailleurs tjs navré de voir que toutes les discussions dans les medias sur les ENR parlent de solaire et d éolien, mais très peu du biogaz, alors que c  est la pièce maîtresse du puzzle pour l intermittence des 2 autres!

La Pologne choisi la Corée pour son 2e lot

https://twitter.com/fmomboisse/stat [...] 2089210883

Est-ce qu'ils ont un 3eme lot ?  
J'espère qu'on fournira le combustible.

Exactement, on pourrait imaginer plus efficace (d'un point de vue CO2) pour gérer l'intermittence, mais la beauté du truc c'est que même avec un complément hyper carboné pour gérer l'intermittence ça resterait un énorme gain de CO2 dans le cas de l'Australie vu que le mix électrique actuel est absolument dégueulasse

Je suis partagé, ça fait chier que le plan nucléaire européen le plus ambitieux soit filé à des entreprises non européennes. Mais ça reste une bonne nouvelle pour le climat que la Pologne entame sa transition énergétique. Et faudrait voir le détail des contrats, mais j'imagine qu'une partie de la VA sera en Pologne avec des entreprises locales.

Ça peut sembler un coup dur pour EDF mais à ma connaissance personne n'y croyait vraiment chez EDF, les yeux sont tournés vers les prochains marchés.