Intégration de l'énergie hydrolienne avec la production d'hydrogène vert : gestion de l'énergie et optimisation du système

Tidal stream energy integration with green hydrogen production : energy management and system optimisation

• Auteur / Autrice : Ansu Alex
• Direction : Hamid Gualous, Lieven Vandevelde
• Type : Thèse de doctorat
• Discipline(s) : Mécanique des fluides, energetique, thermique, combustion, acoustique
• Date : Soutenance le 24/06/2022
• Etablissement(s) : Normandie
• Ecole(s) doctorale(s) : École doctorale physique, sciences de l’ingénieur, matériaux, énergie (Saint-Etienne du Rouvray, Seine Maritime)
• Partenaire(s) de recherche : Laboratoire : Laboratoire universitaire des sciences appliquées de Cherbourg (1994-....)
• Partenaire(s) de recherche : établissement de préparation : Université de Caen Normandie (1971-....)
• Jury : Président / Présidente : Melika Hinaje
• Jury : Examinateurs / Examinatrices : Hamid Gualous, Lieven Vandevelde, Ahmed Rachid, Samir Jemeï, Raffaele Petrone, Mamadou Baïlo Camara
• Jury : Rapporteurs / Rapporteuses : Ahmed Rachid, Samir Jemeï

Mots clés

Mots clés contrôlés

Électrolyseurs

Énergie marémotrice

Gestion

Énergie

Mots clés libres

Hydrogène vert

Répartition optimale de la puissance

Électrolyseur PEM

Energy management

Green hydrogen

Optimal power dispatch

Tidal energy

PEM electrolyser

Résumé

L'objectif principal de cette thèse est de concevoir, mettre en œuvre et comparer différentes stratégies de gestion de l'énergie et approches d'optimisation pour un système hybride impliquant l'intégration de l'énergie marémotrice flottante avec la production de l'hydrogène vert. Pour atteindre les objectifs, les composants individuels du système sont d'abord modélisés. Les capacités annuelles de performance du système de la centrale d'énergie marémotrice ont ensuite été obtenues à l'aide des profils quotidiens fréquents au poste d'amarrage de Fall of Warness dans les îles Orcades. Les modes de fonctionnement transitoires des électrolyseurs à membrane échangeuse de protons, lorsqu'elles sont soumises à l'énergie de la centrale hydrolienne, ont été analysés sur la base d'une (RBA) stratégie de gestion de l'énergie basée sur des règles. Plus tard, une évaluation préliminaire du coût de production d'hydrogène est effectuée sur la base de différentes conditions de demande quotidienne d'hydrogène et de profils de marée quotidiens. En outre, une approche d'optimisation dans le but de maximiser le profit d'exploitation du système tout en assurant un fonctionnement optimal et suffisant des deux électrolyseurs sous des contraintes réelles du système, est formulée en donnant la priorité à la production d'hydrogène par l'énergie marémotrice. Le problème d'optimisation est résolu à l'aide d'un algorithme génétique basé sur un problème non linéaire à entiers mixtes. Une analyse coûts-avantages complète basée à la fois sur les coûts fixes-variables et sur les facteurs de coûts actualisés est réalisée pour analyser le fonctionnement technico-environnemento-économique optimal d'un système hybride d'énergie marémotrice-éolienne-hydrogène connecté au réseau. Les résultats ont été comparés aux résultats de l'approche basée sur des règles. Les bénéfices annuels dans l'approche d'optimisation ont été estimés supérieurs de 41,5 % par rapport à ceux de la RBA. De plus, d'un point de vue environnemental, les meilleurs résultats d'optimisation étaient supérieurs d’environ 47 % par rapport aux résultats de la RBA en termes de réduction des émissions de carbone. Un électrolyseur dynamique capable de fonctionner à deux fois sa puissance nominale pendant une durée limitée s'avère particulièrement avantageux lorsqu'il est couplé à l'énergie marémotrice qui est de nature cyclique avec des périodes prévisibles de production d'énergie élevée et faible. Enfin, il est conclu que l'approche d'optimisation des coûts fixes-variables est relativement simple dans l'estimation des coûts. Au contraire, bien que des résultats légèrement meilleurs soient obtenus dans le cas de l'approche par coût actualisé, il est nécessaire d'avoir une meilleure connaissance préalable du fonctionnement du système pour estimer finement les facteurs de coût actualisé. Le modèle proposé peut être utilisé comme un outil générique pour l'analyse de la production d'hydrogène dans différents contextes et il est particulièrement applicable dans les sites à fort potentiel d'énergie verte avec des installations de réseau limitées.

The overarching aim of this thesis is to design, implement and compare different energy management strategies and optimisation approaches for a hybrid system involving floating tidal stream energy integration with green hydrogen production. Towards reaching the objectives, the individual system components are modelled initially. The annual system performance capabilities of the tidal stream energy plant are then obtained using frequently occurring daily profiles at the Fall of Warness berth in the Orkney Islands, Scotland. The transitionary operating modes of two polymer electrolyte membrane electrolyser units, when subjected to the energy from the tidal stream plant are analysed based on a rule-based approach energy management strategy. Later, a preliminary evaluation of the hydrogen production cost is assessed based on different daily hydrogen demand and daily tidal profile conditions. Further, an optimisation approach with the objective to maximise the system operating profit ensuring optimal and sufficient operations of both the electrolyser units under real system constraints, is formulated with priority for tidal energy powered hydrogen production. The optimisation problem is solved using a genetic algorithm based on the mixed integer non-linear problem. A comprehensive cost-benefit analysis based on fixed-variable costs and levelised costs factors is performed to analyse the optimal techno-enviro-economic operation of a hybrid grid connected tidal-wind-hydrogen energy system. The outcomes are compared against the rule-based approach results. The annualised profits in the optimisation approach are estimated to be 41.5% higher compared to the rule-based approach. Further, from an environmental view, the best optimisation results are approximately 47% higher than the rule-based approach results in terms of carbon emission reductions. A dynamic electrolyser capable of working at twice of its nominal power rating for limited duration, resulted particularly advantageous when coupled with tidal energy which is cyclic in nature with predictable periods of high and low power generation. Finally, it was determined that the fixed cost (FC) optimisation approach is relatively simple in terms of cost estimation. On the contrary, while the levelised cost (LC) approach yields slightly better results, it necessitates a greater prior knowledge of system operations to reasonably estimate the cost factors. The proposed method can be used as a generic tool for electrolytic hydrogen production analysis under different contexts, with preferable application in high green energy potential sites with constrained grid facilities.