Soutenance mémoire
Etat de l’art des systèmes Power-to-Gas
Puissance installée et stockage des énergies renouvelables
La puissance installée en France se distingue principalement par une part de l’électricité non renouvelable trois fois plus élevée que la moyenne européenne, du fait de l’importance de la part du nucléaire. Cependant, la France envisage d’exploiter davantage les sources d’énergie renouvelable est d’atteindre une cible supérieure aux enjeux européens à l’horizon 2020. Cette perspective ambitieuse, implique un réel travail de préparation en amont, tant au niveau économique qu’au niveau technologique. En effet, les énergies renouvelables sont souvent la source d’une électricité qui hérite de leurs fluctuations, dont le transport requiert un réseau, et qui constitue un vecteur peu aisé à stocker.
Les préoccupations actuelles, suscitées par un mix énergétique principalement constitué de ressources épuisables et généralement nuisibles à l’environnement, poussent vers leur substitution progressive avec des sources d’énergies renouvelables. Ceci est bien le cas quand nous observons l’état actuel du mix énergétique français (cf. Figure 1.1). En effet, entre les années 2012 et 2017, la mise hors service de plusieurs centrales thermiques a permis d’une part de réduire la contribution des puissances thermiques à combustible fossile au parc énergétique national et d’autre part de les substituer par des sources renouvelables (principalement des énergies éolienne, photovoltaïque et hydraulique). Ainsi, la capacité de production éolienne et solaire à connue une nette progression de 10255 MW durant cette période, augmentant la part de ces énergies renouvelables à 17,7% de la puissance totale installée en 2017. Néanmoins, ces sources de substitution se caractérisent par un rendement relativement faible, un coût important et une nature intermittente. De ce fait, pour permettre une transition énergétique efficace, un recours aux techniques avancées de stockage massif de cette énergie fluctuante doit être envisagé.
Ce stockage d’énergie à long terme est requis pour l’intégration à grande échelle de l’énergie renouvelable (typiquement au-delà de 80%) pour deux raisons principales : d’abord, la plupart des énergies renouvelables ont des coûts d’opération très bas ; ce qui implique qu’elles doivent être exploitées au maximum pour augmenter leur rentabilité, indépendamment de la demande d’électricité réelle. Ensuite, les niveaux de production d’énergies renouvelables varient considérablement avec la saisonnalité et les conditions météorologiques. Par exemple, la production d’énergie solaire en Europe est inférieure d’environ 60% en hiver qui coïncide avec une demande d’électricité plus élevée (environ 40%) à mesure que les jours deviennent plus froids et plus courts.
Les technologies Power-to-Gas (PtG)
La chaîne du procédé Power-to-Gas a été d’abord imaginée au Japon dans les années 1980 – 1990 par Hashimoto et al. Les panneaux solaires installés dans les zones désertiques produisent de l’électricité qui est utilisée pour alimenter des électrolyseurs d’eau de mer installés sur une côte voisine afin d’obtenir H2. Une usine de synthèse de CH4 combinée à l’usine d’électrolyse est par la suite démarrée pour produire le méthane par la réaction de Sabatier. Le CO2 est récupéré depuis les sites de consommation d’énergie et transporté sous forme liquéfiée. Le CH4 produit est liquéfié et ensuite transporté vers les sites d’exploitation. Par conséquent, ce recyclage de CO2 à l’échelle de la planète est une méthode idéale non seulement pour atténuer le réchauffement climatique, mais aussi pour fournir de l’énergie solaire abondante aux sites de consommation d’énergie éloignés grâce à la conversion de l’électricité en gaz de synthèse.
Power-to-hydrogen
La production d’hydrogène par électrolyse de l’eau ou « Power-to-Hydrogen » est une technologie de stockage d’électricité par sa conversion en hydrogène qui peut être soit utilisé comme molécule chimique pour la valorisation du pétrole lourd, soit exploité sous forme de carburant, ou bien injecté directement dans le réseau gazier. Le réseau de gaz naturel ainsi que les sites de stockage associés constituent alors des moyens importants de stockage d’énergie. Du dioxygène est également produit lors de l’électrolyse et peut être valorisé. Dans le cadre de la présente étude on s’intéresse exclusivement à l’électrolyse à basse température (i.e. l’électrolyse de l’eau liquide).
Pilotes de démonstration récents
De nombreuses entreprises et acteurs industriels commencent à investir dans des projets de démonstration d’hydrogène à grande échelle dans le secteur de l’énergie. Depuis le début de l’année 2013, plusieurs démonstrateurs Power-to-Hydrogen (PtH2) ont été mis en service. Les objectifs scientifiques derrière la majorité de ces installations concernent, d’une part la démonstration technologique de la faisabilité d’une injection rapide et sure de l’hydrogène produit dans le réseau gazier, et d’autre part fournir des solutions capables de recevoir et de gérer rapidement toute fluctuation et variabilité de la source de production.
Hydrogenics a démarré une installation de conversion d’excédents d’électricité renouvelable en hydrogène avec injection dans le réseau de gaz. Le site de Falkenhagen se situe à proximité de grands parcs éoliens qui saturent fréquemment le réseau. Il est équipé d’un électrolyseur alcalin de 2 MWe, et injecte dans le réseau de gaz local, qui accepte jusqu’à 5% d’hydrogène. Par la suite, un second projet à Reitbrook utilisant cette fois-ci la technologie PEM avec un électrolyseur de PEM monostack record de 1 MWe de chez Hydrogenics. L’opérateur énergétique allemand Thüga a mis en service un électrolyseur PEM de 320 kWe d’ITM Power qui a injecté pour la première fois, en 2013, de l’hydrogène électrolytique dans le réseau gazier allemand. Depuis 2013, RWE exploite également un démonstrateur à Ibbenbüren en utilisant un électrolyseur de 100 kWe de technologie PEM conçu par CERAM Hyd, qui injecte l’hydrogène produit dans le réseau de distribution. Le projet RH2-WKA produit depuis septembre 2013 de l’hydrogène valorisé en cogénération à partir de l’énergie éolienne. Une partie de l’hydrogène devrait également être injecté dans le réseau de gaz. En Italie, un projet Power-to-Gas hydrogène (INGRID) est aussi lancé dans la région des Pouilles. La valorisation de l’hydrogène y sera étudiée sous toutes ses formes, y compris l’injection réseau.
En France, le projet GRHYD récemment lancé à Dunkerque vise en particulier la production d’hydrogène à partir d’électrolyse PEM et surtout à tester l’injection hydrogène en réseau de distribution. La technologie d’électrolyse est fournie par le fabricant français AREVA H2Gen. Une valorisation en carburant sous forme d’Hytane est ainsi prévue pour alimenter un quartier résidentiel de plus de 100 logements.
Le projet Energiepark Mainz en Allemagne, lancé en 2015, connecte un parc éolien de 8 MWe à un système électrolyseur PEM de 3×2 MWe pour injecter plus de 1000 kg d’hydrogène dans le réseau local ; une partie de la production est également destinée au secteur de la mobilité. Il s’agit de la plus grande installation Power-to Hydrogen actuellement en service.
Power-to-SNG
La conversion catalytique directe du CO2 vise à produire du méthane de synthèse à partir d’électricité. De l’eau et du dioxyde de carbone sont également des intrants nécessaires pour cette technologie. Le procédé est constitué de deux étapes principales : une production d’hydrogène par électrolyse (PtH2), suivie d’une production de méthane de synthèse par hydrogénation catalytique du dioxyde de carbone (méthanation). Le procédé nécessitant du dioxyde de carbone, il peut être intéressant de coupler cette technologie avec des sites de captage de CO2. Du dioxygène est également produit lors de cette chaine de conversion et peut être valorisé.
Le méthane produit est injecté dans le réseau de gaz naturel. Le réseau gazier ainsi que les sites de stockage de gaz naturel associés constituent alors un moyen de stockage important. Contrairement à l’hydrogène, le méthane de synthèse est un vecteur beaucoup moins contraignant en termes de maintien des spécifications du gaz dans le réseau (pouvoir calorifique notamment).
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Table des matières
Table des matières
Notations
Introduction générale
Partie 1. Etat de l’art des systèmes Power-to-Gas
1.1 Puissance installée et stockage des énergies renouvelables
1.2 Les technologies Power-to-Gas (PtG)
1.2.1 Power-to-hydrogen
1.2.1.1 Présentation
1.2.1.2 Pilotes de démonstration récents
1.2.2 Power-to-SNG
1.2.2.1 Présentation
1.2.2.2 Pilotes de démonstration récents
1.3 Modélisation numérique
1.3.1 Modélisation des électrolyseurs PEM
1.3.2 Modélisation du procédé de méthanation
1.3.3 Modélisation du procédé d’oxy-combustion
Partie 2. Unité d’Electrolyse, Méthanation, Oxy-combustion (EMO)
2.1 Concept de l’unité EMO
2.2 Procédé d’électrolyse basse température
2.2.1 Aspects thermodynamique, cinétique et énergétique
2.2.2 Flux de matière dans un stack PEM
2.2.3 Vue d’ensemble d’un système électrolyseur PEM
2.2.4 Principe de fonctionnement
2.2.5 Modèle statique du système électrolyseur de référence
2.2.6 Architecture et modèle statique de l’ilot électrolyseur de 10 MW
2.2.6.1 Quelle architecture pour le Power-to-Gas ?
2.2.6.2 Choix du point de fonctionnement
2.2.6.3 Ilot électrolyseur de 10 MW
2.3 Procédé de méthanation du CO2
2.3.1 Aspects thermodynamique, énergétique et cinétique de la réaction
2.3.2 Catalyseurs de méthanation
2.3.3 Principe de fonctionnement
2.3.4 Modèle statique du procédé de méthanation étagée
2.3.5 Etude paramétrique du modèle
2.3.6 Intégration thermique du procédé de méthanation
2.4 Procédé d’oxy-combustion
2.4.1 Architecture globale et principe de fonctionnement
2.4.2 Modèle statique du procédé d’oxy-combustion
2.4.3 Etude paramétrique du modèle
2.5 Résultats clés du dimensionnement en régime stationnaire
Partie 3. Etude expérimentale de l’électrolyse PEM
3.1 Description du banc d’essais électrolyseur
3.2 Méthodologie des plans d’expériences
3.2.1 Terminologie et formulation mathématique
3.2.2 Application au banc d’essai électrolyseur
3.3 Plan d’expériences de la tension de la cellule
3.4 Plan d’expériences de la perméation de l’hydrogène
3.5 Capacité thermique du stack électrolyseur
3.6 Comportement du système en régime quasi-stationnaire
Partie 4. Analyse dynamique de la production du méthane de synthèse
4.1 Etat de l’art sur la modélisation dynamique
4.1.1 Modélisation dynamique de l’électrolyseur PEM
4.1.2 Modélisation dynamique de la méthanation
4.2 Développement du modèle dynamique pour le système électrolyseur PEM
4.2.1 Système électrolyseur de référence
4.2.2 Validation du modèle dynamique
4.2.2.1 Température du stack
4.2.2.2 Niveaux des réservoirs séparateurs
4.2.2.3 Pressions anodique et cathodique
4.2.2.4 Production de l’hydrogène
4.2.2.5 Régulation du système
4.2.2.6 Résultats du modèle en régime nominal
4.2.3 Système électrolyseur de l’unité EMO
4.2.3.1 Phase de démarrage de l’îlot électrolyseur
4.2.3.2 Phase de stand-by de l’îlot électrolyseur
4.3 Développement du modèle dynamique pour la méthanation du CO2
4.3.1 Dimensionnement des réacteurs
4.3.1.1 Validation des lois cinétiques de réaction
4.3.1.2 Equations du modèle numérique en régime instationnaire
4.3.1.3 Design des réacteurs de méthanation
4.3.2 Dimensionnement des équipements auxiliaires
4.3.3 Modèle dynamique et stratégie de contrôle en régime variable
4.3.4 Réponse du procédé à une variation de charge croissante et décroissante
4.4 Cas d’étude : Stockage d’énergie éolienne
4.4.1 Production du parc éolien considéré
4.4.2 Couplage avec le procédé Power-to-Gas
Conclusion
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