Cette étude concerne un système de stockage d’électricité basé sur le stockage thermique. Le principe est de convertir de l’électricité issue d’énergies renouvelables en chaleur lorsque la production est supérieure à la demande, de conserver cette chaleur puis de la reconvertir en électricité lorsqu’un besoin se présente. Le système proposé s’appuie sur une technologie de stockage sensible à haute température : le stockage régénératif gaz/solide. Ce stockage est associé à une boucle de charge et à un cycle thermodynamique de restitution électrique. Dans cette étude, deux architectures sont étudiées pour ce dernier : la première est basée sur un cycle gaz, la seconde sur un cycle combiné Joule/Rankine. Un modèle global du système est développé sur la base d’une modélisation de chaque composant à un niveau de détail approprié. Sur la base de ce modèle, une analyse thermodynamique est menée. Celle-ci identifie le rendement exergétique global du procédé, proche de celui d’un cycle à combustion. Une analyse exergétique détaillée du stockage identifie les principaux postes d’irréversibilités dans ce composant. Elle montre qu’il est possible d’optimiser de manière relativement simple ses performances en jouant sur son dimensionnement. Par la suite, une analyse économique montre qu’en dépit de ses performances inférieures, le cycle gaz est associé à des coûts d’investissement limités qui rendent son utilisation pertinente. En termes de coût du stockage, le système étudié est compétitif avec des solutions comme les batteries. / This study concerns an electricity storage system based on thermal energy storage. Its overall purpose is to convert electricity produced by renewable energies into heat when the supply exceeds the demand. This heat is stored for a few hours and converted back to electricity when there is a need for it. The proposed system relies on a high temperature sensible thermal energy storage technology known as the gas/solid packed bed thermal storage. This storage comes with a charging loop and a thermodynamic cycle to carry out the heat to electricity conversion. In this study, two main architectures are considered for this cycle: a simple gas cycle and a Joule/Rankine combined cycle. Each component is modeled with an appropriate level of detail in order to create a global model of the system. This model is used to carry out a thermodynamic analysis. This study calculates the global exergy efficiency of the whole process, which is close to exergy efficiency of a combustion cycle. A detailed exergy analysis of the storage allows to identify the main phenomena behind the availability losses of this component. It shows that it is possible to increase the efficiency of the storage by modifying its sizing. Apart from this study, an economic analysis shows that regardless of its low energy and exergy efficiencies, the gas cycle comes with limited investment costs which insure an interesting profitability. In terms of storage cost, the proposed system is close to other electricity storage solutions like batteries.

Cette thèse s'intéresse à la coordination des sous-systèmes d'un nouveau genre de centrale de production d'énergie : un cycle combiné hybride (HCC - Hybrid Combined Cycle). Cette centrale HCC n'existe pas encore mais combine un cycle combiné gaz (CCG), un moyen de production solaire thermodynamique (miroirs cylindro-paraboliques) et un moyen de stockage thermique (stockage indirect de chaleur sensible utilisant deux réservoirs de sels fondus). Comment coordonner ces trois sous-systèmes de manière optimale lors des variations de demande de puissance ou des prix du gaz ?Dans un premier temps, chacun des trois sous-systèmes est étudié de manière indépendante afin d'obtenir, d'une part, un modèle physique permettant de caractériser le comportement dynamique du sous-système considéré et, d'autre part, un contrôle local qui agit en fonction des objectifs de fonctionnement prédéfinis. Un modèle du système complet interconnecté de l'HCC est ensuite obtenu en couplant les modèles des trois sous-systèmes. Enfin, une coordination des différents sous-systèmes est mise en place pour adapter le fonctionnement de chacun, en fonction des objectifs globaux de la centrale HCC complète, en optimisant les consignes de chaque sous-système. Dans ce travail, une coordination de type linéaire quadratique et une coordination de type optimale prédictive sont étudiées. Les résultats obtenus sont bien prometteurs : ils montrent, tout d'abord, que lors d'un appel de puissance, la commande coordonnée permet au système HCC de répondre plus rapidement, en utilisant plus efficacement la partie solaire. De plus, lorsque la demande subit beaucoup de variations, la partie solaire et la partie stockage absorbent toutes ces variations et la Turbine à Combustion (TAC) du CCG est beaucoup moins sollicitée. Lorsqu'il n'y a plus d'irradiation solaire, la partie stockage prend la relève pour continuer à produire de la vapeur solaire, jusqu'à ce que les stocks se vident. Finalement, le stockage permet d'ajuster la production de la TAC en fonction des prix du gaz. / This work concerns the subsystems coordination of a new type of power plant: a Hybrid Combined Cycle (HCC). This HCC plant is not yet build but consists of a Combined Cycle Power Plant (CCPP), a concentrated solar plant (parabolic trough) and a thermal storage system (a molten-salts two-tank indirect sensible thermal storage). How to coordinate these three subsystems optimally during variations in power demand or in gas price?First, each subsystem is studied independently in order to get on one hand a physical model that reproduces the dynamical behavior of the considered subsystem, and on the other hand, a local control that achieves an operation according to pre-specified objectives. Then, a model of the HCC system is obtained by coupling the models of the three defined subsystems.Eventually, a coordination of the subsystems is set up in order to adapt the behavior of each subsystem according to the global objectives for the full HCC system, by optimizing subsystem setpoints. In this study, a linear quadratic coordination and a model predictive coordination are designed. The obtained results are promising: they first show that during a power demand, the coordination allows the global system to quickly respond, using extensively the solar production. Besides, when the power demand undergoes many fluctuations, the solar and storage parts absorb these variations and the gas turbine of the CCPP is much less stressed. In addition, when there is no more solar radiation, the storage part continues producing solar steam, until storage tanks are empty. At last, the storage part allows to adjust the gas turbine production according to the gas prices.

Une étude de performance et de faisabilité économique a été menée avec pour objectif d'évaluer la possibilité de substituer la dépendance envers le gaz naturel, actuellement la source principale d'énergie, par une source moins noble et disponible en abondance pour la récupération et la mise en oeuvre de l'exploitation des sables bitumineux en Alberta. L'approche consiste à produire de l'énergie (chaleur et électricité) pour la récupération du bitume et de l'hydrogène essentiel pour les opérations d'hydrotraitement/hydrocraquage par l'intermédiaire d'une gazéification intégrée à un cycle combiné (IGCC) et dont l'alimentation est assumée par un combustible moins noble et moins coûteux que le gaz naturel. Il s'agit du coke de bitume qui est un sous-produit de cokéfaction. Dans cette étude, différentes configurations du complexe IGCC intégrant deux approches de capture /séquestration de CO2 ont été analysées. Dans la première, le CO2 est intercepté via un procédé Selexol d'absorption physique. Dans la seconde, le piégeage de CO2 est assuré par carbonatation minérale humide au moyen de saumures naturelles disponibles dans les aquifères avoisinants. Cette recherche consiste en l'analyse de l'efficacité énergétique d'une unité IGCC produisant 400 MW à partir de la gazéification du coke bitumineux et de l'évaluation des coûts de production de puissance, sous forme d'électricité et de chaleur, et d'hydrogène à partir d'une telle usine incluant des îlots de capture/séquestration de CO2.