Modeling and simulation of high-temperature H2O and CO2 Co-electrolysis in Molten Carbonates

Modélisation et simulation de la co-électrolyse du H2O et du CO2 à haute température dans les carbonates fondus

• Auteur / Autrice : Dayan Monzer
• Direction : Chakib Bouallou
• Type : Thèse de doctorat
• Discipline(s) : Energétique et génie des procédés
• Date : Soutenance le 14/09/2023
• Etablissement(s) : Université Paris sciences et lettres
• Ecole(s) doctorale(s) : Ecole doctorale Ingénierie des Systèmes, Matériaux, Mécanique, Énergétique (Paris)
• Partenaire(s) de recherche : établissement de préparation de la thèse : École nationale supérieure des mines (Paris ; 1783-....)
• Partenaire(s) de recherche : Laboratoire : Centre Efficacité Énergétique des Systèmes. Paris
• Jury : Président / Présidente : Michel Cassir
• Jury : Examinateurs / Examinatrices : Chakib Bouallou, Yann Bultel, Mohamed Machmoum, Anne-Cécile Roger-Charbonniere, Annabelle Brisse
• Jury : Rapporteurs / Rapporteuses : Yann Bultel, Mohamed Machmoum

Mots clés

Mots clés contrôlés

Méthane

Électrolyse

Alimentations (électricité)

Modélisation électrothermique

Énergie -- Stockage

Mots clés libres

Power-To-Gas

Stockage d'énergie renouvelable

Co-Électrolyse MCEC

Méthanation du CO et CO2

Modélisation dynamique

Power-To-Gas

Renewable energy storage

MCEC co-Electrolysis

CO and CO2 methanation

Dynamic modeling

Résumé

Ce travail vise à évaluer la faisabilité technico-économique d'une technologie Power-to-SNG utilisant des cellules d'électrolyse à haute température à électrolyte à base de carbonates fondus (MCEC) pour la production de gaz de synthèse et le stockage d'électricité par co-électrolyse de H2O et CO2. À cette fin, un modèle stationnaire validé du MCEC a été développé, suivi d'une analyse de sensibilité pour déterminer les conditions de fonctionnement optimales. Ensuite, un procédé Power-to-SNG à l'échelle de 1 MW a été proposé et simulé à l'aide du logiciel Aspen Plus, en tenant compte de l'intégration thermique pour assurer des économies d'énergie. L'évaluation montre un rendement énergétique global de 68,7% et un taux de production de méthane de 1,3 tonne par jour. Le comportement dynamique du système, comprenant l'électrolyseur MCEC et le réacteur de méthanation, a été évalué. La réponse dynamique du procédé global aux variations de charge lorsqu'il est couplé à une source d'énergie renouvelable intermittente a été examinée, révélant sa sensibilité à ces sources avec une meilleure cohérence vis-à-vis de l'énergie éolienne par rapport à l'énergie solaire. Enfin, la faisabilité économique a été analysée, mettant en évidence la nécessité d'améliorer la durée de vie de l'électrolyseur, de réduire les coûts des cellules et de baisser les prix de l'électricité pour être compétitif sur le marché. Les perspectives d'avenir pour atteindre des coûts compétitifs de production de méthane synthétique sont encourageantes, avec des coûts attendus bas de l'électricité provenant de sources renouvelables et des coûts réalistes pour le captage du CO2. Cependant, des défis subsistent en ce qui concerne les dépenses en capital, en particulier par rapport à l'amélioration de la durée de vie et du coût de l'électrolyseur MCEC, même si des avancées dans la technologie MCFC montrent un potentiel de réduction des coûts d'ici 2030. Cette recherche approfondie offre un aperçu du potentiel envisagé du procédé en tant que solution écologique et viable pour la production de méthane de synthèse.

This work aims to assess the techno-economic feasibility of a Power-to-SNG technology utilizing high-temperature molten carbonate electrolysis cells (MCEC) for syngas production and electricity storage through co-electrolysis of H2O and CO2. For this purpose, a validated steady-state model of the MCEC was developed, followed by a sensitivity analysis to determine optimal operating conditions. Subsequently, a 1 MW scale Power-to-SNG process was proposed and simulated in Aspen Plus software, considering heat integration for energy savings. The evaluation shows an overall energy efficiency of 68.7% and a 1.3 tonne/day methane production rate. The system's dynamic behavior for the MCEC electrolyzer and the methanation reactor was assessed. Following this, the dynamic response of the overall process with load changes when coupled with intermittent renewable power was examined, revealing its sensitivity to these sources, with wind power showing better consistency than solar power. Finally, the economic feasibility was analyzed, highlighting the need for improvements in electrolyzer lifespan, cell cost reduction, and lower electricity prices to compete with market prices. The future outlook for achieving competitive synthetic methane production costs is promising, with expected low electricity costs from renewable sources and achievable CO2 capture costs. However, challenges remain in capital expenses, particularly improving the lifetime and cost of the MCEC electrolyzer, although advancements in MCFC technology show potential for cost reduction by 2030. This extensive research provides insight into the envisaged process's potential as an environmentally friendly and viable solution for synthetic methane production.