Labbe, Julien (2006) Hydrogen-based energy storage UNIT for STAND ALone PV systems. PhD thesis Energétique, ENSMP - CEP Centre Energétique et Procédés, ENSMP.

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Abstract

Stand alone systems supplied only by a photovoltaic generator need an energy storage unit to be fully self-sufficient. Lead acid batteries are commonly used to store energy because of their low cost, despite several operational constraints. A hydrogen-based energy storage unit (HESU) could be another candidate, including an electrolyser, a fuel cell and a hydrogen tank. However many efforts still need to be carried out for this technology to reach an industrial stage. In particular, market outlets must be clearly identified.

The study of small stationary applications (few kW) is performed by numerical simulations.

A simulator is developed in the Matlab/Simulink environment. It is mainly composed of a photovoltaic field and a storage unit (lead acid batteries, HESU, or hybrid storage HESU/batteries). The system component sizing is achieved in order to ensure the complete system autonomy over a whole year of operation. The simulator is tested with 160 load profiles (1 kW as a yearly mean value) and three locations (Algeria, France and Norway).

Two coefficients are set in order to quantify the correlation between the power consumption of the end user and the renewable resource availability at both daily and yearly scales. Among the tested cases, a limit value of the yearly correlation coefficient came out, enabling to recommend the use of the most adapted storage to a considered case.There are cases for which using HESU instead of lead acid batteries can increase the system efficiency, decrease the size of the photovoltaic field and improve the exploitation of the renewable resource. In addition, hybridization of HESU with batteries always leads to system enhancements regarding its sizing and performance, with an efficiency increase by 10 to 40 % depending on the considered location. The good agreement between the simulation data and field data gathered on real systems enabled the validation of the models used in this study.

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Table of content

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 oeuvre 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’énergieV.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

Statistiques de consultation

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