L’Hydrogène électrolytique comme moyen de stockage d’électricité

Considérations générales sur les sources d’énergie renouvelables

       Il existe différentes sources d’énergie renouvelables disponibles sur la planète dont les principales sont : l’énergie solaire, l’énergie éolienne, l’énergie hydraulique, la biomasse et la géothermie. Elles peuvent être converties, selon les besoins, en électricité ou en chaleur. La cogénération d’électricité et de chaleur est possible dans le cas de la géothermie, de la biomasse et de l’énergie solaire. Depuis les années 1990, les énergies renouvelables (autres que l’hydroélectricité) connaissent un essor important. Depuis 1994 dans l’Union Européenne, le taux de croissance annuel pour l’éolien est d’environ 34 % et d’environ 30 % pour le solaire (principalement pour des applications connectées au réseau) [II-5]. Fin 2004, la puissance éolienne installée en Europe s’élève à 34,4 GW et la puissance crête photovoltaïque s’élève à 1,1 GWcrête (voir Tableau II-1). Les politiques de développement durable mises en place dans le monde ont permis une meilleure exploitation du vaste potentiel que représentent les ressources renouvelables. L’indépendance énergétique, couplée à la diminution des émissions de gaz à effet de serre et la volonté de diversification des ressources, ont été les moteurs d’un développement industriel très conséquent, permettant d’initier des filières nouvelles tout en soutenant des technologies plus matures. Les perspectives économiques du domaine des énergies renouvelables sont en outre confortées par le contexte d’appauvrissement des énergies fossiles.

Le champ photovoltaïque intégré

       Pour intégrer les modules au niveau système, le champ PV peut être associé à un organe MPPT (Maximum Power Point Tracking). Il permet d’ajuster, en chaque instant, la puissance électrique fournie par le champ à sa valeur maximale (dans les conditions d’ensoleillement et de température de l’instant considéré) en déplaçant le point de fonctionnement du module sur sa courbe caractéristique. Deux types de convertisseurs électriques peuvent être utilisés pour la connexion du champ au système dans lequel il est intégré. Le convertisseur DC/DC (hacheur élévateur ou abaisseur de tension, selon le niveau de tension cible) permet de relier le champ PV à un bus continu, auquel les diverses machines énergétiques du système sont reliées : la charge (l’utilisateur final), les autres sources d’énergie (pile à combustible, batteries, autres sources renouvelables) ou les périphériques. Il permet en outre de lisser les fluctuations de la tension des composants au niveau du bus commun. L’onduleur (convertisseur DC/AC) sera utilisé lorsque le champ PV est raccordé au réseau électrique ou dans les systèmes incluant un bus alternatif.

Les systèmes autonomes, isolés

        Les systèmes autonomes sont des unités de production d’électricité généralement de petites tailles (ne dépassant pas 100 kW) qui ne sont reliées à aucun réseau de distribution. Ils peuvent être composés d’un générateur diesel, d’un générateur photovoltaïque et d’un système de stockage d’électricité. Les puissances photovoltaïques installées dans ce type de systèmes électriques s’étendent de 50 Wcrête à 1 kWcrête pour une maison solaire ou un relais de télécommunications, de 1 à quelques kWcrête pour les phares et balises ou les stations de pompage d’eau. Les systèmes hybrides (associant un champ PV et un groupe électrogène) alimentant un unique usager ou une petite communauté dans le cas d’un village isolé, peuvent même atteindre en terme de puissance installée quelques dizaines à quelques centaines de kWcrête. Dans le cas des systèmes comportant uniquement un générateur diesel, la présence du stockage n’est pas obligatoire. Mais elle permet une gestion plus souple et plus efficace du système, en rendant possible le choix des plages de fonctionnement du groupe électrogène où son rendement est optimal. Enfin, dans le cas d’une brusque demande d’électricité, le stockage remplit la fonction de source « tampon », en attendant que le groupe démarre et prenne le relais de la fourniture. Pour s’affranchir de l’utilisation d’une énergie fossile, on peut envisager le remplacement du groupe électrogène par une pile à combustible de technologie PEM (à membrane échangeuse de protons). Ce générateur produit de l’électricité à partir d’hydrogène. Il n’émet ni gaz à effet de serre ni bruit et atteint à sa puissance nominale des rendements de l’ordre de 45 à 50 %. Néanmoins, l’autonomie du système est liée à la capacité du réservoir d’hydrogène, qu’il faudra remplir régulièrement. Et le ravitaillement de l’installation peut s’avérer très coûteux selon son emplacement. Dans les systèmes PV isolés sans générateur auxiliaire, la présence d’un dispositif de stockage d’électricité est alors indispensable pour pallier le caractère intermittent du générateur photovoltaïque. Sa principale fonction est d’accumuler l’électricité excédentaire produite par le générateur et, lorsque la production de ce dernier est déficitaire, de fournir le complément d’énergie nécessaire à l’utilisateur. L’unité de stockage est dimensionnée de telle sorte que le système dans lequel il est intégré puisse continuellement fournir à l’usager l’énergie dont il a besoin. L’Hydrogène électrolytique comme moyen de stockage d’électricité pour systèmes photovoltaïques isolés Dans le cas d’un fonctionnement journalier, le stockage se vide et se remplit sur une période de quelques jours. Ce mode de fonctionnement permet d’installer de faibles capacités énergétiques tout en préservant l’autonomie de l’usager sur la période considérée. Certains systèmes de stockage peuvent fonctionner en mode saisonnier. La capacité installée est alors beaucoup plus importante puisque le stockage se vide et se remplit sur une, voire plusieurs saisons.Les systèmes isolés utilisent en grande majorité les batteries au plomb comme stockage d’énergie. Cette technologie (détaillée dans le paragraphe II.4.2) bénéficie en effet d’avantages, tels son faible coût (par rapport à d’autres technologies) et une maturité étayée par un retour d’expérience conséquent. Cette technologie est par ailleurs largement disponible dans le commerce. Cependant ce composant reste délicat à utiliser. Son emploi est sujet à des contraintes qu’il est nécessaire de respecter pour garantir son bon fonctionnement et sa longévité. Elles ne peuvent rester longtemps inutilisées sans conséquences néfastes sur leur durée de vie. Elles fonctionnent donc en mode journalier. Mais des cycles répétés de charge/décharge aléatoires doivent être évités. Son état de charge ne doit pas atteindre de valeurs extrêmes pour éviter toute dégradation prématurée. Ainsi, quand l’état de charge des batteries est trop élevé et que la production photovoltaïque est excédentaire, le champ PV doit être temporairement déconnecté. Le surplus d’énergie disponible à ses bornes ne peut donc être stocké. Si la taille des batteries est bien adaptée aux besoins de l’usager, cette quantité inutilisée revient à considérer que le champ PV doit inévitablement être surdimensionné pour satisfaire à l’autonomie du système.

Effet de la pression sur la pureté des gaz produits

        La pureté des gaz (principalement l’oxygène) dépend à la fois de l’intensité et de la pression. La Figure III-4 nous montre que la concentration de l’hydrogène dans l’oxygène augmente avec la pression. A faible intensité et à pression constante, le débit d’hydrogène produit est faible. Du fait de la petite taille des molécules d’H2, ce gaz diffuse à travers la membrane pour se rendre du côté anodique où est produit l’oxygène. Ce phénomène est constant quelle que soit l’intensité. L’oxygène produit est donc moins pur lorsque l’intensité est faible. Cette diffusion peut entraîner un risque d’explosion (si la concentration d’hydrogène dans l’oxygène atteint la valeur critique de 4% en volume). C’est pourquoi on équipe habituellement les électrolyseurs de capteurs pour mesurer la concentration d’hydrogène dans l’oxygène produit. Enfin, on limite généralement le fonctionnement de l’électrolyseur à une intensité minimale et donc à une puissance minimale pour éviter la production d’un mélange explosif. Ce régime minimal augmente lui aussi avec la pression. Bien que l’augmentation de la pression de fonctionnement de l’électrolyseur soit favorable d’un point de vue énergétique (on peut s’affranchir d’une unité de compression pour le stockage des gaz produits, réduisant ainsi la consommation électrique du système), elle pénalise la qualité des gaz produits, à faible régime.

Auxiliaires de l’électrolyseur

     Le système électrolyseur est composé principalement de quatre sous-systèmes :
• l’électrolyseur en lui-même ;
• les composants d’électronique de puissance : convertisseurs AC/DC et appareils de contrôle/commande ;
• le circuit hydraulique assurant la gestion des fluides (gaz et liquides) ;
• le circuit de chauffage/refroidissement.
Proton Energy Systems annonce de substantielles réductions de coûts pour ces différents sous-systèmes. Le sous-module relatif aux composants d’électronique de puissance représente une part importante du coût de l’électrolyseur (bien que cette contribution au coût de l’électrolyseur ne soit pas clairement définie par les fournisseurs). Ce coût important est essentiellement dû au fait que les convertisseurs utilisés ne sont pas optimisés pour la production d’hydrogène électrolytique [III-17]. Une étude menée par Proton Energy Systems a conclu que les cellules d’électrolyseurs PEM sont capables d’absorber les harmoniques des ondes de courant d’entrée (line frequency ripple current) sans diminution de rendement. Ceci permettrait de s’affranchir de l’utilisation de convertisseurs avec une isolation galvanique et d’utiliser des convertisseurs non isolés. L’utilisation de ces derniers permettrait des coûts de 0,033 €/W contre 0,30 €/W actuellement. Suite à ce constat, Proton Energy Systems développe ses propres convertisseurs.

Table des matières

I Introduction Générale
II L’énergie électrique photovoltaïque et son stockage dans les systèmes électriques
II.1 Introduction
II.2 L’énergie électrique photovoltaïque
II.2.1 Considérations générales sur les sources d’énergie renouvelables
II.2.2 Production d’électricité à partir de l’énergie solaire
II.2.3 Conclusion
II.3 Le stockage de l’énergie électrique photovoltaïque
II.3.1 Les systèmes raccordés au réseau
II.3.2 Les systèmes autonomes, isolés
II.3.3 L’hybridation des systèmes de stockage
II.3.4 Conclusion
II.4 Les technologies de stockage d’énergie électrique
II.4.1 Principe général de fonctionnement d’une batterie
II.4.2 Les batteries au plomb
II.4.3 Les batteries au lithium
II.4.4 Conclusion
III Production, stockage et utilisation de l’Hydrogène
III.1 Introduction
III.2 Production par électrolyse de l’eau
III.2.1 Principe général de l’électrolyse de l’eau
III.2.2 Les différentes technologies d’électrolyseurs
III.2.3 Auxiliaires de l’électrolyseur
III.2.4 Comparaison des différentes technologies d’électrolyse de l’eau
III.2.5 Projets en cours
III.3 Autres procédés de production d’hydrogène
III.3.1 Production d’hydrogène à partir d’hydrocarbures
III.3.2 Produit secondaire du procédé Chlore-Soude
III.3.3 Décomposition par cycle thermochimique
III.3.4 Procédés biologiques
III.3.5 Gazéification de la biomasse
III.4 Le stockage de l’hydrogène
III.4.1 Les procédés physiques
III.4.2 Les procédés chimiques
III.5 Utilisation de l’hydrogène dans les procédés chimiques
III.5.1 Désulfuration des hydrocarbures
III.5.2 Production de gaz de synthèse
III.6 Utilisations de l’hydrogène à vocation énergétique
III.6.1 L’industrie aérospatiale
III.6.2 Moteurs à combustion interne et turbines à gaz
III.6.3 La pile à combustible
III.7 Les applications du stockage d’énergie par hydrogène
III.7.1 Les applications automobiles et portables
III.7.2 Les applications stationnaires
III.8 Conclusion
IV Modélisation des composants électriques
IV.1 Introduction
IV.2 Le champ photovoltaïque
IV.3 Le stockage batterie
IV.3.1 Modèle de la capacité
IV.3.2 Modèle du rendement faradique
IV.3.3 Modèle de la tension
IV.3.4 Validation du modèle
IV.4 Le système pile à combustible
IV.4.1 Description du système
IV.4.2 Résultats expérimentaux
IV.4.3 Modèle électrique
IV.4.4 Modèle thermique
IV.4.5 Les périphériques
IV.4.6 Validation du modèle
IV.5 Le système électrolyseur
IV.5.1 Modélisation électrique et thermique
IV.5.2 Les périphériques
IV.5.3 Validation du modèle
IV.5.4 Loi d’échelle de l’électrolyseur
IV.6 Le stockage de gaz
IV.7 Gestion et conversion de l’énergie au sein du système
IV.7.1 L’architecture du système
IV.7.2 Les convertisseurs
IV.8 Conclusion
V Mise en Œuvre de la Simulation
V.1 Introduction
V.2 Présentation de la simulation
V.2.1 Utilisation de l’existant et développement des composants simulés
V.2.2 Environnement de la simulation
V.3 Implémentation des modèles de composants dans le simulateur
V.3.1 Modification du modèle thermique de la pile à combustible et de l’électrolyseur
V.3.2 Le système électrolyseur
V.3.3 Le système pile à combustible
V.4 Les différents systèmes étudiés
V.4.1 Architecture des systèmes
V.4.2 Algorithmes de gestion de l’énergie
V.5 Méthodes de dimensionnement des systèmes simulés
V.5.1 Hypothèses de dimensionnement pour les composants du stockage
V.5.2 Dimensionnement du champ PV
V.5.3 Dimensionnement du volume de stockage de gaz
V.6 Les ‘entrées et sorties’ du simulateur
V.6.1 Profils de charge
V.6.2 Profils d’ensoleillement
V.6.3 Paramètres de la simulation
V.6.4 Sorties de la simulation
V.7 Conclusion
VI Résultats de Simulation
VI.1 Introduction
VI.2 Indices de performances des systèmes et critères de comparaison des résultats de simulation
VI.2.1 Les indices de performances
VI.2.2 Définition des coefficients de corrélation entre la charge et l’ensoleillement
VI.3 Un exemple de résultat
VI.3.1 Profil de charge et d’ensoleillement du cas présenté
VI.3.2 Les valeurs des Cs et Cj
VI.3.3 Le dimensionnement des composants
VI.3.4 Le diagramme de répartition des puissances échangées au sein du système
VI.3.5 Diagramme de répartition des différentes pertes dans le système
VI.4 Résultats généraux en fonction des systèmes
VI.4.1 Le système PV_BATT pour les trois lieux testés
VI.4.2 Le système PV_USEH pour les trois lieux testés
VI.4.3 Le système PV_USEH/BATT pour les trois lieux testés
VI.5 Comparaison des résultats en fonction des systèmes testés
VI.5.1 PV_BATT et PV_USEH
VI.5.2 PV_USEH et PV_USEH/BATT
VI.6 Comparaison des systèmes simulés à des systèmes réels
VI.6.1 Les ratios de performance et facteurs de production du champ PV pour les trois systèmes évalués
VI.6.2 Confrontation à des systèmes réels
VI.7 Etude économique de cas
VI.7.1 Les hypothèses de coût des composants
VI.7.2 Présentation des cas
VI.7.3 Résultats des calculs de coûts
VI.8 Conclusion
VII Conclusions générales et Perspectives
ANNEXES

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