Ce travail s’inscrit dans le cadre de l’étude d’un système de stockage et de restitution des surplus d’énergie électrique de sources renouvelables. L’objectif de l’étude est d’évaluer la capacité du concept à absorber l’intermittence de la production électrique à travers l’analyse de la flexibilité des procédés choisis. En phase de stockage, l’unité utilise un procédé d’électrolyse basse température à membrane échangeuse de proton (PEM) pour produire l’équivalent de 200 MW d’hydrogène. Ce gaz sera combiné au dioxyde de carbone dans une série de réacteurs de méthanation pour former l’équivalent de 155 MW de substitut de gaz naturel. La phase de déstockage est réalisée au sein d’un cycle d’oxy-combustion d’une puissance installée de 480 MW. Ce cycle permet de restituer l’énergie contenue dans les gaz stockés et de produire le CO2 requis pour le procédé de méthanation. L’étude énergétique en régime stationnaire de cette installation montre que l’efficacité du procédé d’électrolyse atteint 69,3%, celle du procédé de méthanation 82,2% et celle du cycle d’oxy-combustion 51,8% sur PCS. L’analyse en régime transitoire de la phase Power-to-Gas permet d’identifier les stratégies de contrôle adaptées aux variations temporelles de conditions opératoires. Ces stratégies visent à permettre au système de couvrir des plages de fonctionnement plus larges et d’absorber plus de puissance électrique. Il s’est avéré que la production du méthane de synthèse peut s’étendre sur des plages de fonctionnement allant de 48% à 100% de la puissance nominale sans aucun apport énergétique extérieur. Le cas d’étude réalisé pour le couplage de l’unité avec un parc éolien de 300 MW permet d’évaluer les performances du Power-to-Gas en fonction de la variation de la source électrique. / The present work deals with the conceptual study and process design of a storage and recovery unit for renewable energy. The suggested concept is able to absorb the intermittency of the electrical production as a result of the flexibility of the chosen processes. During the storage phase, the unit uses a Proton Exchange Membrane electrolysis system to produce 200 MW of hydrogen, which will then be combined to carbon dioxide in a series of methanation reactors to generate up to 155 MW of Substitute Natural Gas. The recovery phase is carried out in a 480 MW oxy-combustion cycle which is not only able to restore the electrical energy but also provides the required carbon dioxide for the methanation process. The conducted steady state evaluation as well as the sensitivity analysis for the studied plant showed that the overall efficiency on HHV basis can reach up to 69.3% for the electrolysis process, 82.2% for the methanation process and 51.8% for the oxy-combustion cycle. The follow-up unsteady state analysis of the Power-to-Gas process aimed to identify the necessary control strategies adapted to operating conditions variation over time. Such strategies should enable the system to cover a wider load range and subsequently absorb more electrical power. It was found that, by making the right adjustments, the production of synthetic methane can be fulfilled at ranges between 48% and 100% of the nominal power without any external energy requirement. A case study was carried out where the unit was coupled with a 300 MW wind to assess the performance of the Power-to-Gas process under fluctuating electrical source conditions.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:theses.fr/2018PSLEM056 |
| Date | 30 November 2018 |
| Creators | Kezibri, Nouaamane |
| Contributors | Paris Sciences et Lettres, Bouallou, Chakib |
| Source Sets | Dépôt national des thèses électroniques françaises |
| Language | French |
| Detected Language | French |
| Type | Electronic Thesis or Dissertation, Text |
Page generated in 0.0023 seconds