Flexibilisation and integration of solid oxide electrolysis units in power to synthetic natural gas plants

par Régis Anghilante

Thèse de doctorat en Génie des Procédés et de l'Environnement

Sous la direction de Pascal Floquet et de Annabelle Brisse.

Le président du jury était Catherine Azzaro-Pantel.

Le jury était composé de Pascal Floquet, Annabelle Brisse, Chakib Bouallou, Jan Van Herle, François Marechal, Florence Lefebvre-Joud, David Frank Graf.

Les rapporteurs étaient Chakib Bouallou, Jan Van Herle.

  • Titre traduit

    Flexibilisation et intégration des unités d’électrolyse à oxydes solides dans des installations de conversion d’électricité en gaz naturel de synthèse


  • Résumé

    La technologie d’électrolyse à oxydes solides (SOE) pourrait permettre d’améliorer l’efficacité des installations de conversion d’électricité en gaz naturel de synthèse (SNG) et de réduire leur coût, grâce à une integration thermique performante, à l’industrialisation de la technologie et une flexibilisation des unités pour la pénétration de l’électricité renouvelable. Une analyse énergétique détaillée de trois concepts d’installations power-to-SNG innovants est d’abord réalisée avec une intégration thermique détailllée. Les installations intégrant des unités SOE et produisant du GNC ou du GNL présentent des rendements d’au moins 78,5% sur base PCS, bien plus élevés que pour les installations intégrant des unités d’électrolyse PEM qui produisent du GNC avec un rendement de 64,4%. La réponse thermique des unités SOE soumises à des variations de charge électrique est ensuite étudiée sur la base d’un modèle dynamique 1D à l’échelle d’une cellule (SOEC). Les cellules « électrolyte support » sont thermiquement plus stables que les « électrode support » et donc plus adaptées à des charges électriques variables. Le modèle est ensuite étendu à une unité entière de production et de stockage d’H2 et couplé à différents profils électriques. L’unité affiche une consommation énergétique de 3,4-3,8 kWh·Nm-3 H2 et un rendement élevé de l’électricité vers l’H2 (93-103%) par récupération de la vapeur de méthanation. Un dimensionnement du réservoir d’H2 et de l’unité de méthanation est réalisé avec un profil électrique éolien. Les charges électriques variables réduisent l’efficacité des installations power-to-SNG, en augmentent les coûts et en complexifient l’opération. Les installations multifuels semblent être l’option la plus prometteuse pour gérer l’intermittence de la production d’électricité. Etendre la gamme d’opération des SOECs aux modes exotherme et endotherme améliorerait les rendements de l’électricité vers l’H2 en comparaison au mode marche/arrêt. Pour une charge électrique constante, les SOECs doivent préférablement être opérées au thermoneutre ou en mode exotherme. Enfin, les coûts de production du SNG sont évalués, en commençant par une estimation ascendante des coûts d’investissement d’unités SOE. Les coûts de production du SNG des concepts étudiés vont de 82 à 89 €·MWh-1 CH4 (PCS) avec des unités SOE, valeurs plus faibles que pour des unités PEM, mais qui restent deux fois supérieures au prix moyen du gaz naturel en France.


  • Résumé

    The solid oxide electrolysis technology (SOE) could improve the conversion efficiency of power-tosynthetic natural gas (SNG) plants and reduce their costs, provided that i) a performant thermal integration is implemented ii) the technology is implemented at industrial scale, and iii) plants can absorb the intermittency of renewable power sources. First, the energy analysis of three innovative power-to-SNG plant concepts is implemented. For each concept, a full explicit thermal integration is proposed. Plants with integrated SOE units show efficiencies higher than 78.5% (based on the HHV of the SNG) for the production of CNG and LNG, significantly higher than plants with PEM units with a 64.4% efficiency for CNG production. Second, the thermal response of SOE units to electrical power loads is investigated with a 1D dynamic model at the cell level (SOEC). Electrolyte support cells present a higher thermal stability than electrode support cells and should be preferred for fluctuating power applications. The model was then extended to a full H2 production and storage unit and coupled with different electrical power profiles. The units shows an energy consumption of 3.4-3.8 kWh·Nm-3 H2 and a high power-to-H2 conversion efficiency (93-103%) because of the steam recovery from the methanation unit. A first dimensioning of the H2 storage tank and the methanation unit is proposed, assuming a windmill power profile. Fluctuating power profiles reduce the efficiency of power-to-SNG plants, increase their costs and complexify their operation. Multifuel plants seem to be the most promising option to tackle the issue of intermittent power production. Extending the operation range of SOECs to exothermic and endothermic modes would improve power-to-H2 conversion efficiencies compared to on/off operation. In case of constant power load though, SOECs should preferably be operated at the thermoneutral point or in exothermic mode. Third, SNG production costs corresponding to the aforementioned plant concepts are evaluated, starting with a bottom-up cost evaluation of SOE units. The SNG production costs are in the range of 82-89 €·MWh-1 CH4 (HHV) with SOE units, which is lower than with PEM units, but remains two times higher than the average price of conventional natural gas for all sectors in France


Il est disponible au sein de la bibliothèque de l'établissement de soutenance.

Consulter en bibliothèque

La version de soutenance existe

Où se trouve cette thèse\u00a0?

  • Bibliothèque : Institut national polytechnique. Service commun de la documentation.
Voir dans le Sudoc, catalogue collectif des bibliothèques de l'enseignement supérieur et de la recherche.