SYSTÈME D`ÈNERGIE HYBRIDE PV

MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEUR ET DE LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE
UNIVERSITÈ DES SCIENCES ET DE LA TECHNOLOGIE - MOHAMED BOUDIAF- ORAN
FACULTE DE GENIE ELECTRIQUE
DEPARTEMENT D’ LECTROTECHNIQUE
THÈSE
Présentée par :
Mr BENMESSAOUD MOHAMMED TARIK
En vue de l’obtention du diplôme de :
Docteur Ès Sciences
En : Electrotechnique
Option : Matériaux en Génie Électrique
SYSTÈME D’ÈNERGIE HYBRIDE PV-SOFC
Étude de cas de réalisation stationnaire à l’USTO
Soutenue le 30 /30/2302 devant le jury composé de :
Tioursi Mustapha
Boudghéne Stambouli Amine
Bourahla Mohamed
Benchouk Kheireddine
Saidane Abdelkader
Miloud Yahia
Professeur
Professeur
Professeur
Professeur
Professeur
Professeur
UST Oran
UST Oran
UST Oran
Univ – Oran
ENSET Oran
Univ - Saida
Président
Directeur de Thèse
Examinateur
Examinateur
Examinateur
Examinateur
RESUME
Le monde actuel de vie a créé à l’échelle mondiale une forte demande d’énergie.
Mais confronté aux réductions des réserves, aux augmentation sans cesse des couts et à la
sensibilité croissante aux problèmes d’impact écologique des énergies traditionnelles sur
l’environnement, on est amené à rechercher des sources d’énergie de remplacement plus
adéquates, c'est-à-dire économique, faibles, inépuisables et sans conséquences indésirables sur
l’environnement.
La plupart des sites isolé connaissent un problème énergétique aigu du à l’absence ou
l’insuffisance des sources conventionnelle d’énergie. Leur développement durable ou autosoutenable doit viser à sécuriser et accroitre la production primaire.
Aujourd’hui, la production d’énergie basée sur les énergies renouvelables constitue un
excellent moyen de protéger l’environnement et d’acquérir une sécurité à longue terme sur le
plan énergétique.
Dans la recherche des solutions applicables aux sites isolés, on propose une nouvelle
technique hybride de génération électrique basée sur la complémentarité de deux sources
d’énergies renouvelables, à savoir l’énergie solaire et l’énergie à hydrogène via une pile à
combustible pour leur importante potentiel dans notre pays.
L’objectif de ce travail est d’évaluer les performances d’un système autonome stationnaire de
production d’énergie électrique et thermique, couplant un champ photovoltaïque et un
système de stockage par l’hydrogène, composé d’un électrolyseur, d’une unité de stockage de
gaz et d’une pile à combustible de haute température. L’hydrogène est l’unique moyen de
stockage de l’électricité. Les applications stationnaires de quelques kW sont évaluées par
simulation numérique.
Pour sélectionner le système hybride d’énergie et leurs instruments, une étude bibliographique
rassemble les informations nécessaires au dimensionnement et au choix du système et de ses
composants. L’outil de modélisation simule le fonctionnement du système pour une charge et
un site donnés. L’emploi d’un système hybride via hydrogène au lieu de batteries au plomb
peut conduire à accroître le rendement du système, à réduire la taille du champ photovoltaïque
et à optimiser l’exploitation de la ressource renouvelable.
Dans le cas testé, l’hybridation de système d’énergie avec système stockage d’hydrogène
permet d’améliorer le dimensionnement et les performances du système, avec un gain sur le
rendement de 40 à 60 %. La confrontation des résultats de simulation à des données de
systèmes réels a permis de valider les modèles utilisés.
Mots clés : système stationnaire autonome de production d’énergie, champ photovoltaïque,
électrolyseur, pile à combustible, stockage d’énergie, hydrogène, et batterie.
ABSTRACT
Today's world of life has created a strong global energy demand.
But faced with reductions in reserves, increase costs and constantly increasing sensitivities to
issues of environmental impact of conventional energy on the environment, it is necessary to
seek alternative energy sources more appropriate is that is to say economic, low, inexhaustible
and without adverse consequences on the environment.
Most isolated sites experimental acute energy problem in the absence of inadequacy of
conventional sources of energy. Their sustainable development and self-sustainability should
aim to secure and increase primary production.
Today, energy production is based on renewable energy is an excellent way to protect the
environment and gain a long-term security in terms of energy.
In the search for solutions applicable to remote sites, we propose a new hybrid technique for
power generation based on the complementarily of two renewable energy sources, namely
solar and hydrogen energy via a fuel cell for their significant potential in our country.
The objective of this study is to evaluate the performance of an autonomous stationary power
generation and thermal coupling a PV array and a storage system for hydrogen, consisting of
an electrolyzer, a storage unit of gas and a fuel cell of high temperature. Hydrogen is the only
means that stores electricity. Stationary applications of a few kilowatts are evaluated by
numerical simulation.
To select the hybrid instruments and energy, a literature survey gathers the information
necessary to design and choice of system and its components. The modeling tool simulates
the operation of the system by a loading and a given site. The use of a hybrid system using
hydrogen instead of lead acid batteries can lead to increase the system performance; reduce
the size of the photovoltaic field and to optimize the exploitation of renewable resource.
In all cases tested, the hybridization energy system with hydrogen storage system allows for
improved design and performance of the system, with a gain in performance from 40 to 60%
depending on the tested case. The comparison of simulation results with data from real
systems were used to validate the models used.
Keywords: autonomous stationary system of energy production, PV array, electrolyzer, fuel
cell, energy storage, hydrogen electrolysis, fuel cells, and battery.
‫الملخص‬
‫حياة العالم الحالي من طاقة في تزايد مستمر‪.‬‬
‫لكنها واجهت مع تخفيضات في االحتياطيات‪ ،‬وزيادة التكاليف وزيادة الحساسيات باستمرار لقضايا األثر‬
‫البيئي للطاقة التقليدية على البيئة‪ ،‬وعليه البد على البحث عن مصادر طاقة بديلة أكثر مالئمة التي تتجدد‬
‫أو التي ال يمكن أن تنفذ‪.‬‬
‫معظم المواقع المعزولة التي تعاني من مشكلة حادة للطاقة في غياب أو عدم كفاية مصادر الطاقة التقليدية‪.‬‬
‫وينبغي لها االكتفاء الذاتي المستدام تهدف إلى تأمين وزيادة اإلنتاج األولي‪.‬‬
‫إنتاج الطاقة من الطاقات المتجددة هي وسيلة ممتازة لحماية البيئة والحصول على األمن على المدى‬
‫الطويل في مجال الطاقة‪.‬‬
‫لل بحث عن الحلول المطبقة على مواقع معزولة‪ ،‬فإننا نقترح تقنية جديدة لتوليد الطاقة الكهربائية الهجين‬
‫على أساس التكامل بين اثنين من مصادر الطاقة المتجددة‪ ،‬الطاقة الشمسية و خلية وقود وهما من خالل‬
‫الهيدروجين‪.‬‬
‫إن الهدف من هذه الدراسة هو تقييم أداء نظام الحكم الذاتي في توليد الطاقة الكهربائية و الحرارية‪ ،‬مع‬
‫اقتران النظام لتوليد الطاقة الشمسية‪ ،‬ونظام لتخزين الهيدروجين‪ ،‬وتتألف من محلل كهربي للماء‪ ،‬وخلية‬
‫الوقود ذو درجة الحرارة العالية‪ .‬الهيدروجين هو الوسيلة الوحيدة لتخزين الطاقة الكهربائية‪.‬‬
‫لتحديد وتصميم نظام الطاقة الهجينة ‪ ،‬قمنا يجمع المعلومات الالزمة لتصميم واختيار النظام ومكوناته‪.‬‬
‫ويمكن استخدام نظام هجين باستخدام الهيدروجين بدال من البطاريات الحمضية‪ ،‬يؤدي إلى زيادة أداء‬
‫النظام‪ ،‬ويقلل من حجم الحقل لتوليد الطاقة الشمسية ‪.‬‬
‫في الحاالت الالتي تم اختبارها‪ ،‬كفأه األداء نظام الطاقة التهجين معتمد على نظام تخزين الهيدروجين‬
‫بلغت حوالي ‪ 04‬حتى ‪.٪04‬‬
‫كلمات البحث‪ :‬نظام ثابت مستقل إلنتاج الطاقة‪ ،‬الطاقة الشمسية‪ ،‬محلل كهربي‪ ،‬خاليا الوقود‪ ،‬وتخزين‬
‫الطاقة‪ ،‬الهيدروجين‪ ،‬والبطارية‪.‬‬
REMERCIEMENTS
Le travail de thèse pressente dans ce mémoire a été effectue sous la responsabilité de
Monsieur le professeur BOUDGHENE STANBOULI AMINE au Laboratoire des matériaux
en génie électrique au département d’électrotechnique.
Je remercie tout d’abord, mon grands chef, Pr. BOUDGHENE STANBOULI AMINE, pour
m’avoir embauché, encadré, supporté, laissé grande liberté et envoyé présenter mes travaux
dans différentes contrées. Votre connaissance technique et votre qualité humaine m’ont
permis de réaliser cette thèse dans les meilleures conditions.
J’adresse mes vifs remerciements à monsieur le président de jury professeur TIOURSI
MUSTAPHA, rapporteurs de ma thèse professeur BOUDGHENE STANBOULI AMINE,
professeur SAIDANE ABDELKADER, professeur BENCHOUK KHEIREDDINE,
professeur BOURAHLA MOHAMED et professeur MILOUD YAHIA, pour avoir accepté
d’évaluer mon travail et pour leurs remarques constructives.
Je tiens à remercier tout particulièrement, l’équipe de recherche du laboratoire de matériaux
en génie électrique. Un merci particulier à Monsieur le professeur MUSTAPHA TIOURSI qui
ma soutenue toute la durée de mes travaux.
Je tiens à témoigner particulièrement de la reconnaissance que je porte à Mme Fatima .Zohra.
ZERHOUNI, docteur de recherche au sein du laboratoire photovoltaïque, pour son
implication dans le développement de mes travaux.
J'adresse aussi mes remerciements à monsieur le docteur DJILLALI LOGAB, directeur de
l’institut de gestion et de l’économie de l’université de Tissemsilt et chercheur à université
d’Alger pour ses encouragements et son soutien durant ces années de thèse.
Je tiens à adresser une mention particulière à tout le personnel de l’université d’UST Oran et à
l’université de Tissemsilt, enseignants et étudiants. Plus particulièrement, mes collègues de la
faculté des sciences et des techniques, et faculté des sciences économiques et de gestion; je
leur adresse mes plus vifs remerciements.
Enfin, je souhaiterais également remercier mes parents, mes frères et ma sœur, qui m’ont
toujours soutenu et encourage dans mon cursus académique.
TABLE DES MATIERES
LISTE DES FIGURES
LISTE DES TABLEAUX
INDEX DES NOTATIONS
INTRODUCTION GÈNERALE ................................................................................................... 01
CHAPITRE I : SYSTEME HYBRIDE D’ENERGIE SHE : PV-H2-PAC
I.1 INTRODUCTION ................................................................................................................... 06
I.2 CONSIDERATIONS GENERALES SUR LES SOURCES D’ENERGIE
RENOUVELABLES ......................................................................................................................... 07
I.2.1 Production d’électricité à partir de l’énergie solaire .......................................................... 07
I.2.2 L’hydrogène, futur vecteur énergétique .............................................................................. 08
I.3 SYSTEMES AUTONOMES D’ENERGIE HYBRIDE .................................................. 09
I.3.1 Définition des Systèmes d’Energie Hybride (SEH) ........................................................... 09
I.3.2 Etat de l’art ............................................................................................................................. 10
I.4 PRINCIPAUX COMPOSANTS DES SYSTEMES D’ENERGIE HYBRIDES ...... 12
I.4.1 LES MODULES SOLAIRES PHOTOVOLTAÏQUES ............................................. 12
I.4.1.1 Description générale .......................................................................................................... 12
I.4.1.2 Performances & caractéristiques électriques courant/tension d'un module
photovoltaïque ................................................................................................................................. 13
I.4.1.3 Le champ photovoltaïque intégré ..................................................................................... 15
I.4.1.4 Applications et considérations économiques .................................................................. 15
I.4.2 PILE A COMBUSTIBLE .................................................................................................. 16
I.4.2.1 Historique de la pile à combustible .................................................................................. 16
I.4.2.2 Description de la pile hydrogène/oxygène ..................................................................... 16
I.4.2.3 Le fonctionnement de pile à combustible ....................................................................... 18
I.4.2.4 Caractéristique électrique d’une pile à combustible ...................................................... 19
I.4.2.5 Les différents types de PAC ............................................................................................. 21
I.4.2.6 La pile à Oxydes Solides (SOFC) .................................................................................... 23
I.4.2.6.1 Principe de fonctionnement .......................................................................................... 23
I.4.2.6.2 Les composants d’une cellule SOFC ........................................................................... 24
I.4.2.6.3 Les grandes technologies de la SOFC ......................................................................... 25
I.4.2.7 Performances de la pile à combustible ............................................................................ 27
I.4.2.7.1 Tension de la pile à combustible ................................................................................... 27
I.4.2.7.2 Influence des paramètres ................................................................................................ 28
I.3.2.8 Applications et considérations économiques .................................................................. 31
I.4.3 L’ELECTROLYSEUR - PRODUCTION DE D’HYDROGENE PAR
ELECTROLYSEUR D’EAU ......................................................................................................... 31
I.4.3.1 Principe général de l’électrolyse de l’eau ....................................................................... 32
I.4.3.2 Performances de l’électrolyseur ....................................................................................... 33
I.4.3.3 Les différentes technologies d’électrolyseurs ................................................................. 36
I.4.3.3.1 Electrolyseurs alcalins .................................................................................................... 37
I.4.4 CONVERTISSEURS .......................................................................................................... 39
I.4.5 CHARGES ............................................................................................................................ 40
I.4.6 CONFIGURATION ELECTRIQUE DES SEH .......................................................... 40
I.4.6.1 Architecture à bus à CC ..................................................................................................... 40
I.4.6.1 Architecture mixte à bus à CC/CA .................................................................................. 41
I.4.7 SYSTEMES DE STOCKAGE ......................................................................................... 41
I.4.7.1 Le stockage de l’hydrogène ............................................................................................. 41
I.4.7.1.1 Les procédés physiques ................................................................................................. 42
I.4.7.1.2 Les procédés chimiques ................................................................................................ 43
I.5 DIMENSIONNEMENT DES SEH .................................................................................... 44
I.6 PROBLEMES RENCONTRES DANS LE FONCTIONNEMENT DES SEH ....... 45
I.7 CONCLUSION ....................................................................................................................... 45
CHAPITRE II : DIMENSIONNEMENT D’UN SYSTEME D’HYBRIDE
D’ENERGIE : PV-H2-PAC
II.1 INTRODUCTION ............................................................................................................... 46
II.2 SYSTEMES AUTONOMES D’ENERGIE HYBRIDE PV-H2 EXISTANT ........ 47
II.2.1 Description technique ......................................................................................................... 47
II.2.2 Rendement et résultant du système ................................................................................. 47
II.2.3 Principaux problèmes rencontrés ...................................................................................... 48
II.3 ARCHITECTURE DES SYSTEMES ............................................................................. 49
II.4 CHOIX DU SYSTEME DE STOCKAGE PAR L’HYDROGENE ......................... 50
II.5 ARCHITECTURE DU SYSTEME COMPLET .......................................................... 51
II.6 DIMENSIONNEMENT ET OPTIMISATION DU SYSTEME ............................. 51
II.7 METHODES DE DIMENSIONNEMENT DES SYSTEMES SIMULÈS ............. 52
II.7.1 Hypothèses de dimensionnement pour les composants du stockage ........................... 52
II.7.1.1 Le système électrolyseur ................................................................................................. 52
II.7.1.2 Cas du stockage d’hydrogène ......................................................................................... 52
II.7.1.3 Cas du stockage hybride ................................................................................................. 52
II.7.1.4 Le système Pile à Combustible ...................................................................................... 53
II.7.1.5 Architecture électrique et stratégie de contrôle ........................................................... 53
II.7.1.6 Dimensionnement du champ PV ................................................................................... 54
II.7.1.7 Dimensionnement du volume de stockage de gaz ....................................................... 54
II.7.1.8 Algorithmes de gestion de l’énergie .............................................................................. 57
II.8 LES PARAMETRES D’ENTREES ET DE SORTIES DU SIMULATEUR ........ 57
II.8.1 Profils de charge .................................................................................................................. 57
II.8.2 Profils d’ensoleillement ...................................................................................................... 60
II.8.2.1 Les paramètres liés à l’ensoleillement .......................................................................... 60
II.8.2.1.1 L’inclinaison ................................................................................................................. 60
II.8.2.1.2 Choix de l’inclinaison .................................................................................................. 63
II.8.2.1.3 L’azimut ......................................................................................................................... 64
II.8.2.1.4 Les profils d’ensoleillement ........................................................................................ 64
II.8.3 Paramètres de la simulation ............................................................................................... 64
II.8.3.1 Paramètres temporels de simulation .............................................................................. 64
II.8.3.2 Paramètres du champ PV ................................................................................................ 64
II.8.3.3 Paramètres du block batteries au plomb ....................................................................... 64
II.8.3.4 Les déférents états de charge (SOC) du block batteries ............................................ 65
II.8.3.5 Paramètres de l'électrolyseur .......................................................................................... 65
II.8.3.6 Coefficient dimensionnel de l’électrolyseur ............................................................... 65
II.8.3.7 Puissance de fonctionnement de l’électrolyseur .......................................................... 65
II.8.3.8 Paramètres de la pile à combustible .............................................................................. 66
II.8.3.9 Puissance de fonctionnement de la pile à combustible ............................................... 66
II.8.3.10 Stockage hybride H2/batteries ..................................................................................... 66
II.8.3.11 Paramètres du réservoir de stockage de gaz ............................................................... 66
II.8.3.12 Paramètres des convertisseurs ...................................................................................... 66
II.8.3.13 Paramètres de l’onduleur .............................................................................................. 66
II.9 CONCLUSION ...................................................................................................................... 67
CHAPITRE III : MODELISATION & SIMULATION DU SYSTEME : PV-H2-PAC
III.1 INTRODUCTION ............................................................................................................. 68
III.2 ENVIRONNEMENT DE DEVELOPPEMENT ......................................................... 69
III.3 CHOIX DES MODELES DES COMPOSANTS ........................................................ 70
III.3.1 PANNEAU PHOTOVOLTAÏQUE PV ..................................................................... 70
III.3.1.1 Description du modèle d’une cellule photovoltaïque ................................................ 70
III.3.1.2 Facteur de Forme ............................................................................................................ 72
III.3.1.3 Rendement énergétique ................................................................................................. 72
III.3.1.4 Paramètres analytiques du modèle ............................................................................... 73
III.3.1.4 Température de module ................................................................................................. 74
III.3.1.5 Résistance série ............................................................................................................... 75
III.3.1.6 Les résultats de la simulation ...................................................................................... 77
III.3.1.7 Effet de groupement Séries/Parallèle sur la caractéristique I-V ............................. 81
III.3.1.8 Détermination des puissance maximale paramètres (VMP,IMP) ................................. 85
III.3.1.8.1 Méthode analytique .................................................................................................... 85
III.3.1.8.2 Méthode numérique programmé ............................................................................... 86
III.3.2 MODELE D’UNE BATTERIE ................................................................................... 90
III.3.2.1 Concepts ......................................................................................................................... 90
III.3.2.2 Modélisation de la batterie ............................................................................................ 91
III.3.2.3 Résultat de simulation .................................................................................................. 94
III.3.3 MODELE D’UNE PILES A COMBUSTIBLE SOFC ........................................... 95
III.3.3.1 Développement du modèle dynamique ....................................................................... 95
III.3.3.2 Pression partielle effective ............................................................................................ 96
III.3.3.3 Les équations de conservation de la matière .............................................................. 99
III.3.3.4 La tension de sortie de la pile à combustible ........................................................... 100
III.3.3.5 Phénomènes électrochimiques .................................................................................... 101
III.3.3.6 Modèle dynamique de la pile à combustible ............................................................ 103
III.3.3.7 Bilan énergétique de la thermodynamique .............................................................. 105
III.3.3.8 Résultats de simulation de la Pile à combustible SOFC ......................................... 108
III.3.4 ELECTROLYSEUR D’EAU ..................................................................................... 112
III.3.4.1 Relation entre le changement de l’énergie de Gibbs et le potentiel de la cellule 112
III.3.4.2 Caractéristiques Tension-Courant d’un électrolyseur ............................................. 113
III.3.4.3 Modèles thermiques d’électrolyseur .......................................................................... 113
III.3.4.4 Production d’hydrogène (effet de faraday) ................................................................ 114
III.3.4.5 Stockage gaz ................................................................................................................ 115
III.3.4.6 Résultats de simulation d’Electrolyseur .................................................................... 116
III.3.5 LES CONVERTISSEURS .......................................................................................... 119
III.3.5.1 Les hacheurs (DC/DC) ................................................................................................. 120
III.3.5.2 L’onduleur (convertisseur DC/AC) ............................................................................ 120
III.3.6 PMU – Power Management Unit ............................................................................... 122
III. 4 Conclusion ......................................................................................................................... 122
CHAPITRE IV : ETUDE DE CAS - RESULTATS DE SIMULATION
IV.1 INTRODUCTION ............................................................................................................ 123
IV.2 ANALYSE DU COMPORTEMENT DYNAMIQUE DU SEH-PV-H2-PAC .... 124
IV.3 SYSTEME SEH-PV-H2-PAC COMPLET ............................................................... 124
IV.4 SORTIES DE LA SIMULATION ................................................................................ 125
IV.5 ANALYSE DU SYSTEME PV-H2-PAC .................................................................... 126
IV.5.1 Comportement général du système PV-H2-PAC pendant une journée type .......... 127
IV.6 DIFFERENTES CHARGES .......................................................................................... 130
IV.6.1 Critère de corrélation charge-PV : PLM (PV-Load Meet) ......................................... 130
IV.7 RESULTATS ET ANALYSES ...................................................................................... 132
IV.7.1 Consommation intrinsèque du système PV-H2-PAC ................................................. 132
IV.7.2 Fonctionnement et paramètres du système PV-H2-PAC ........................................... 132
IV.7.3 Le diagramme de répartition des puissances échangées au sein du système ........... 133
IV.7.3 Le diagramme de répartition des puissances échangées au sein du système ........... 134
IV.7.4 Répartition de l’énergie photovoltaïque au cours de l’année .................................... 137
IV.7.5 Production thermique ...................................................................................................... 138
IV.7.6 Production de gaz H2 ....................................................................................................... 138
IV.7.7 Analyse du système PV-H2-PAC : Fonction de PLM .............................................. 138
IV.8 ETUDE ECONOMIQUE DE CAS ............................................................................. 141
IV.8.1 Les hypothèses de coût des composants ....................................................................... 141
IV.8.2 Fonction coût ................................................................................................................... 141
IV.8.3 Résultats des calculs de coûts ....................................................................................... 142
IV.9 CONCLUSION ................................................................................................................. 142
CONCLUSIONS GENERALES ET PERSPECTIVES .................................................... 143
BIBLIOGRAPHIE ..................................................................................................................... 145
ANNEXES .................................................................................................................................... 152
LISTE DES FIGURES
Figure I-1 : Carte du rayonnement solaire global annuel dans un plan horizontal en Nord de
l’Afrique ; données moyennées sur la période de 1981 à 1990. .................................................... 08
Figure I-2: Concept d’un système autonome d’énergie basé sur la technologie d’hydrogène. . 10
Figure I.3 : Aspect d’une cellule. ...................................................................................................... 12
Figure I-4 : Principe de la conversion photon-électron dans un système à deux niveaux
d’énergie. .............................................................................................................................................. 12
Figure I-5 : Caractéristiques I-V et P-V typique d’un module photovoltaïque (PV) ................. 13
Figure I-6 : Courbe caractéristiques d’un panneau solaire de 85W. ............................................. 13
Figure I-7 : Part de marché des types de cellules solaires vendus en 2006 ................................. 14
Figure I-8 : Schéma de principe d’une pile à combustible hydrogène/oxygène ......................... 17
Figure I.9 : Schéma d’un système à pile à combustible.. ............................................................... 19
Figure I-10 : Caractéristique électrique d’une cellule de pile à combustible. ............................. 19
Figure I-10 : Figure I-11 : Classification des piles à combustibles selon la puissance et le
rendement Electrique. ......................................................................................................................... 11
Figure I-12 : Schéma de principe d’une cellule SOFC .................................................................. 23
Figure I-13 : Cellule élémentaire tubulaire avec tube support en zircone stabilisée (SiemensWestinghouse) - La technologie cylindrique (air au centre, combustible à l’extérieur). ........... 25
Figure 1-14 : Technologie plane classique ....................................................................................... 26
Figure 1-15 : Technologie plane monolithique ............................................................................... 26
Figure 1.16 : Technologie Sulzer.. .................................................................................................... 27
Figure I-17 : Courbes de polarisation à différentes températures du stack R-design (H2/air). . 29
Figure I-18 : Influence de la pression sur les performances de la cellule AES a 1000°C ........ 29
Figure 1-19
............ 30
Figure I-20 : Irréversibilités présentes dans une cellule d'électrolyse ......................................... 33
Figure I-21 : Influence de la température sur la tension de cellule d’un électrolyseur alcalin. 34
Figure I-22 : Influence de la pression sur la tension de cellule d’un électrolyseur alcalin à
technologie ‘zéro gap’... ..................................................................................................................... 35
Figure I-23 : Influence de la pression et de l’intensité sur la pureté des gaz produits par
électrolyse alcaline .............................................................................................................................. 36
Figure I-24 : Schéma de principe de fonctionnement des 3 types d’électrolyseurs : alcalin, à
membrane et à vapeur d’eau. ............................................................................................................. 36
Figure I-25 : Compare les caractéristiques électriques des trois technologies. ........................... 36
Figure I-26 : Principe de l'électrolyse Alcaline. .............................................................................. 37
Figure I-27 : Configuration du SEH à bus C. .................................................................................. 40
Figure I-28 : Configuration du SEH à deux bus à CC et à CA. .................................................... 41
Figure II -1 : Architecture des systèmes étudiés et les différents types de stockage .................. 49
Figure II-2 : Plage de fonctionnement autorisé pour les batteries dans le cas du stockage
hybride. ................................................................................................................................................. 55
Figure II-3 : Les différentes plages de fonctionnement des composants dans le cas du stockage
hybride ................................................................................................................................................. 56
Figure II-4 : Profil de charge journalier ............................................................................................ 58
Figure II-5 : Variation annuelle de la puissance moyenne journalière. ........................................ 59
Figure II-6 : Un exemple de profil de charge annuel ...................................................................... 59
Figure II-7 : Variation de l'irradiation solaire en fonction de l'inclinaison des panneaux
solaires ; le mois de janvier à Oran .................................................................................................. 60
Figure II-8 : Variation de l'irradiation solaire en fonction de l’azimut des panneaux solaires ;
le mois de juin pour une année typique à Oran. .............................................................................. 62
Figure II-9 : Variation de l'irradiation solaire en fonction de l’azimut des panneaux solaires ;
le mois de janvier pour une année typique à Oran. ........................................................................ 62
Figure II-10 : profils annuels d’Irradiation globale avec inclinaison 35°. ................................... 63
Figure III-1 : Librairie de composants dans TRNSYS ................................................................... 69
Figure III-2 :.Circuit équivalent pour un modèle à une diode d’un générateur PV .................... 70
Figure III.3 : Caractéristiques I-V et P-V typique d’un générateur photovoltaïque (PV) Shell
40. .......................................................................................................................................................... 73
Figure.III.4 : Algorithme de détermination de la résistance série Rs .......................................... 76
Figure III-5 : Paramètres du modèle : type de panneaux et ses paramètres, nombre de
panneaux en série ou en parallèle et tension imposée par le contrôleur de tension. ................... 77
Figure III-6 : Modèle du champ photovoltaïque ............................................................................ 78
Figure III-7 : Courbes caractéristiques d’un panneau solaire SHELL70. Influence de
l’ensoleillement à température constante (25 °C) ........................................................................... 79
Figure III-8 : Courbes de puissance d’un panneau solaire. Influence de l’ensoleillement à
température constante (25 °C).. ......................................................................................................... 79
Figure III-9 : Courbes caractéristiques d’un panneau solaire SHELL70- Influence de la
température ambiante à ensoleillement constant (1000 W/m²). .................................................... 80
Figure III-10 : Courbes de puissance d’un panneau solaire- Influence de la température
ambiante à ensoleillement constant (1000 W/m²) .......................................................................... 80
Figure III-11 : Courbes caractéristiques d’un panneau solaire - BlueSolar 180W- Influence de
l’ensoleillement à température constante (25 °C) ........................................................................... 81
Figure III-12 : Courbes de puissance d’un panneau solaire - BlueSolar 180W- Influence de
l’ensoleillement à température constante (25 °C) ........................................................................... 82
Figure III-13 : Courbes caractéristiques d’un champ solaire de 5 kW (BlueSolar 180W)Influence de l’ensoleillement à température constante (25 °C). ................................................... 83
Figure III-14 : Courbes de puissance d’un champ solaire de 5 kW (BlueSolar 180W)
Influence de l’ensoleillement à température constante (25 °C) ................................................... 83
Figure III-15 : Nouvelle approche d’algorithme MPPT. ................................................................ 87
Figure III-16 : Courbes de tension optimale obtenue par la méthode MPPT & analytique ..... 88
Figure III-17 : Courbes de courant optimal obtenu par la méthode MPPT & analytique ......... 88
Figure III-18 : Courbes de puissance optimale obtenue par la méthode MPPT ........................ 89
Figure III-19 : Cellule électrochimique de base ............................................................................. 90
Figure III.20 : Modèle simplifié d’une batterie.. ............................................................................. 93
Figure III-21 : Courant & la tension de la batterie. ........................................................................ 94
Figure III-22 : Diagramme de fonctionnement d’une pile à combustible SOFC ....................... 95
Figure III-23 : Modèle dynamique de la pile à combustible SOFC ........................................... 104
Figure III-24 : Les modes de transferts thermiques au niveau de la pile à combustible SOFC.
.............................................................................................................................................................. 105
Figure III-25 : Courbes caractéristiques d’une cellule SOFC; Influence de la température
constante. ............................................................................................................................................ 108
Figure III-26 : Courbes caractéristiques de température d’une cellule SOFC. ......................... 109
Figure III-27: Trois pertes d’une cellule SOFC avec variation de la température.................... 109
Figure III-28 Courbes caractéristiques I-V et de puissance I-P d’un Stack SOFC 5kW ..... 110
Figure III-29: Courbe d’un step de courant (charge) .................................................................... 110
Figure III-30: Réponse dynamique d’une pile à combustible SOFC ........................................ 111
Figure III-31: Réponse Thermique d’une pile à combustible SOFC ......................................... 111
Figure III-32: Modèle de l’électrolyseur ........................................................................................ 116
Figure III-33: Caractéristique courant tension d’une cellule électrolyseur Alcalin.................. 117
Figure III-34: Courbe de simulation de température au niveau d’électrolyseur ...................... 117
Figure III-35: Influence de la température sur le rendement faradique d’un électrolyseur
alcalin. ................................................................................................................................................ 118
Figure III-36: Évolution du rendement du convertisseur DC/DC en fonction de sortie
normalisée .......................................................................................................................................... 120
Figure III-37: Evolution du rendement du l’onduleur en fonction de sortie normalisée. ........ 121
Figure III.38: Schéma du PMU - Calcul des puissances de chaque composant sur le bus...... 122
Figure IV-1: Modèle complet de notre système SHE-PV-H2-PAC. .......................................... 124
Figure IV-2: Évolution des puissances échangées au niveau du bus DC pour une journée
particulière de fonctionnement du système SHE-PV-H2-PAC. .................................................. 125
Figure IV-3: Ensoleillement journalier moyen à Oran (inclinaison 45°) en fonction du mois
.............................................................................................................................................................. 126
Figure IV-4: Évolution des puissances échangées au niveau du bus DC pour une journée
favorable de fonctionnement du système SHE-PV-H2-PAC. ..................................................... 127
Figure IV-5: Évolution des quantités d’hydrogène produit par l’électrolyseur et consommé par
la pile à combustible pour une journée favorable de fonctionnement du système SHE-PV-H2PAC. .................................................................................................................................................... 128
Figure IV-6: Évolution des puissances échangées au niveau du bus DC pour une journée
défavorable de fonctionnement du système SHE-PV-H2-PAC... ............................................... 128
Figure IV-7: Évolution des quantités d’hydrogène produit par l’électrolyseur et consommé par
la pile à combustible pour une journée défavorable de fonctionnement du système SHE-PVH2-PAC.. ............................................................................................................................................ 129
Figure IV-8: Définition du PLM, critère de corrélation entre la charge et le PV – Cas de la
charge constante 260 W : PLM =39.35 % ..................................................................................... 130
Figure IV- 9: Corrélation entre la charge et le PV – Cas de la charge PI/5 : PLM = 46 % & cas
de la charge PI/9 : PLM = 18% ....................................................................................................... 131
Figure IV-10: Schéma de fonctionnement du système PV-H2-PAC ........................................ 133
Figure VI-11: Diagramme de répartition des puissances mises en jeu au sein du système pour
le cas testé.. ......................................................................................................................................... 135
Figure VI-12: Répartition de durée d’utilisation des composants du stockage d’énergie.. ..... 136
Figure IV-13: Influence du scénario sur la répartition de l’énergie photovoltaïque au cours
d’une année de fonctionnement du système PV-H2-PAC.. ......................................................... 137
Figure IV-14: Influence du PLM sur le rendement du système ................................................. 138
Figure IV-15: Influence du PLM sur le volume d’hydrogène nécessaire ................................. 139
Figure IV-16: Influence du PLM sur la production de chaleur du système .............................. 140
Figure IV-17: Influence du PLM sur le fonctionnement de la pile à combustible et
l’électrolyseur. ................................................................................................................................... 140
LISTE DES TABLEAUX
Tableau I-1 : Classification des SEH par gamme de puissance .................................................... 11
Tableau I-2 : Meilleur efficacités rapportées pour différentes cellules et modules solaires ..... 14
Tableau I-2 : Meilleur efficacités rapportées pour différentes cellules et modules solaires ..... 14
Tableau I-3 : Caractéristiques techniques des piles à combustible ............................................... 22
Tableau I-4 : Principales installations d'hydrogène à forte capacité en service en 1975 ........... 31
Tableau II-1 : Valeurs du paramètre Kel selon le système considéré ......................................... 52
Tableau II-2 : Energie journalière disponible en fonction de l’inclinaison ; le mois de janvier
pour une année typique à Oran ......................................................................................................... 61
Tableau II-3 : Energie journalière disponible en fonction de l’azimut ; le mois de juin pour
une année typique à Oran .................................................................................................................. 63
Tableau III- 1 : Caractéristique technique d’un module solaire SHELL70 ................................. 78
Tableau III-2 : Caractéristiques électriques d’un panneau photovoltaïque - BlueSolar 180W 83
Tableau IV-1 : Variables utilisées dans le diagramme de répartition des puissances mises en
jeu au sein du système pour le cas testé ......................................................................................... 134
Tableau IV-2 : Durée d’utilisation et rendement de conversion des composants du stockage
d’énergie ............................................................................................................................................ 136
Tableau IV-3 : Hypothèses de coûts des composants des systèmes .......................................... 141
INDEX DES NOTATIONS
AC Alternative Current ou courant alternatif
AFC Alkaline Fuel cell Pile Alcaline
alc. alcalin
Bus bus DC ou AC, mini réseau
CSTD conditions standards
DC/DC convertisseur de tension continue
DC Direct Current ou courant continu
DG générateur diesel
DMFC - Direct Methanol Fuel Cell- Pile a Methanol Direct
EL électrolyseur
FC Fuel Cell ou pile à combustible
GTep gigatonne équivalent pétrole (= 42.7 Gigajoules)
SEH Système Hybride d’Energie
H2 hydrogène
kWp ou kWc puissance crête (peak) du champ photovoltaïque
MH métal hydrure
MPP point de puissance maximale d’un champ photovoltaïque
MPPT appareil de conversion permettant de fournir le point de puissance maximale d’un
champ photovoltaïque
Nm3 volume d’un gaz dans les conditions normales : Pression atmosphérique, température
0°C
PaC - Pile à Combustible
PAFC - Phosphoric Acid Fuel Cell- Pile à Acide Phosphorique
PEFC - Proton Exchange Membrane Fuel Cell - Pile à Membrane Echangeuse de Protons
Pa ou Po pression atmosphérique
PCI pouvoir calorifique inférieur
PCS pouvoir calorifique supérieur
PMU -Power Management Unit - appareil central du système assurant la conversion et la
gestion d’énergie au sein du système
Pnom puissance nominale correspond à la puissance maximale
PV panneau photovoltaïque ou champ solaire
PV-H2-PAC / PV-EL-PAC système à base d’un champ solaire, électrolyseur et une pile à
combustible
SOC state of charge ou état de charge (batterie)
SOFC - Solid Oxide Fuel Cell - Pile à Oxydes Solides
ST unité de stockage de gaz
SEH système hybride d’énergie
MCFC- Molten Carbonate Fuel Cell- Pile à Carbonates Fondus
YSZ - Yttria Stabilized Zirconia- Zircone yttriée
WT Wind Turbine éolienne
INTRODUCTION
GENERALE
INTRODUCTION GENERALE
La découverte des hydrocarbures aux Etats Unis et dans d’autres régions du monde avait
accéléré le processus d’industrialisation. En effet, des milliards de TEP de pétrole et de gaz
ont été consommé et se consomme à nos jours pour alimenter l’industrie mondiale en matières
premières et en énergies. Au cours du siècle dernier, la consommation mondiale d’énergie a
été multipliée par 40 pendant que la population passait de 1,5 à 6 milliards d’habitants. Elle
est aujourd’hui équivalente à environ 10 milliards de tonnes de pétrole par an (10 GTep), ce
qui représente une puissance de l’ordre de 14 000 gigawatt. Cette consommation mondiale
augmente à un rythme d’environ 1 % par an. Elle provient, en moyenne, pour 32 % du
pétrole, 26 % du charbon, 19 % du gaz, 5 % du nucléaire, 6 % de l’hydroélectrique, 10 % de
ce qu’on appelle la biomasse (essentiellement le bois), et 1 à 2 % d’autres énergies dites «
renouvelables » telles que le solaire et les éoliennes. C’est dire que les « combustibles fossiles
» (pétrole, gaz, charbon essentiellement), représentent 77 % des sources actuelles d’énergie
[1][2]. De nombreuses études sur l’appauvrissement des ressources fossiles convergent vers le
résultat suivant : la quantité d’énergie fossile disponible diminuera à l’horizon 2010-2020 et
sera épuisée avant la fin de ce siècle. Ces énergies sont aujourd’hui menacées de disparition.
La surexploitation des réserves énergétiques, dite non renouvelable, a causé beaucoup de
problèmes quant à la protection de l’environnement ; et qui est aujourd’hui responsable du
réchauffement climatique et ses effets les plus néfastes jamais égalés. Le recours systématique
aux carburants fossiles, tels que le pétrole, le charbon et le gaz naturel pour les plus répondus,
permet d’avoir des coûts de production faible mais conduit à un dégagement massif de gaz
polluant. Aussi, la production électrique à partir de combustibles fossiles provoque 40% des
émissions mondiales de CO2, gaz à effet de serre responsable du réchauffement [3].
Depuis, l’homme avait pris conscience, et plusieurs conférences mondiales ont été organisées
par les Nations Unies pour remédier aux problèmes environnementaux et pour encourager le
développement durable, c’est le développement qui répond aux besoins des générations
présentes sans compromettre la capacité des générations futures de répondre aux leurs. La
première et la plus grande conférence internationale, alors jamais organisée, s’est tenue à
Stockholm du 5 au 16 juin 1972, et s’est soldé par la déclaration de la conférence des Nations
Unies sur l’environnement. Elle affirme dans ses principes 1, 18, et 20 que l’homme à la
responsabilité solennelle de protéger et d’améliorer l’environnement pour les générations
présentes et futures, et elle encourage le recours à la science et à la technologie. La deuxième
conférence sur l’environnement et le développement s’est tenue à Rio de Janeiro en 1992, et
la troisième à Johannesburg en 2002. D’autres conférences sur le réchauffement climatique et
la pollution atmosphérique (ex : Sommet de Copenhague …) sont toujours organisées sous
l’égide des Nations Unies. Ceci s’inscrivait, entre autres, à encourager l’utilisation et la pensé
de nouvelles solutions énergétiques durables, capables de solutionnées les problèmes
environnementales, économique et industriels qu’a généré la surexploitation humaine,
toujours non mesuré, des énergies fossiles.
Pour les pays développés qui détiennent et maitrisent la technologie atomique, la production
nucléaire actuelle montre des performances de densité de puissance très importantes et des
avantages environnementaux par rapport à l’émission de CO2. Cependant, cette énergie
présente aussi de nombreux inconvénients : le retraitement difficile des déchets et des
bâtiments, son impact sur l’environnement, les problèmes de sécurité (ex : accident de
Fukushima au Japon en 2011) et le fait que son combustible ne soit pas renouvelable
1
(épuisement évalué à la fin du siècle pour l’uranium 235). Malgré des recherches très
importantes menées afin de résoudre les problèmes des déchets et de développer de nouvelles
générations de surgénérateurs dont la réserve en combustible est plus importante, le niveau
moyen de sécurité ainsi que les conséquences humaines et écologiques d’un accident
nucléaire restent les inconvénients majeurs de cette technologie. Bien qu’il soit difficilement
concevable d’éliminer cette solution énergétique, il est préférable de la limiter à son plus bas
niveau de nécessité. L’accès à cette ressource aux pays en voie de développement nécessite
des investissements lourds et un niveau de technicité qu’ils sont souvent loin d’avoir, et
contrairement à une idée couramment répondue, les réserves d’uranium sont, comme celles de
pétrole, limitées (moins de 100 ans au rythme actuel de la consommation).
Dans les pays en développement, l’enjeu du développement des énergies renouvelables est
encore plus important. En effet, ces énergies permettront de plus en plus de couvrir la
croissance nécessaire et légitime des services énergétiques de base dans les domaines du
développement rural, de l’habitat, de la santé, de l’éducation puis à long terme, de l’industrie.
L’Algérie comme tant d’autres pays, voulait elle aussi, montrer son attachement aux questions
environnementales qui sont toujours d’actualités, et avait adopté en 1999 une loi relative à la
maitrise de l’énergie [4]. Cette loi avait pour objet la définition et la mise en œuvre de la
politique nationale de maitrise de l’énergie en vue de l’utilisation rationnelle de l’énergie, du
développement des énergies renouvelable et de la réduction de l’impact du système
énergétique sur l’environnement.
Le développement des énergies renouvelable, visait l’introduction et la promotion des filières
de transformation des énergies renouvelables exploitables, notamment l’énergie solaire, la
géothermie, la biomasse, l’électricité hydraulique et l’énergie éolienne. La promotion de ces
énergies est une option parmi d’autres, choisie pour un modèle de consommation énergétique
national pour la maitrise de l’énergie qui se veut une activité d’utilité publique permettant
d’assurer et d’encourager le progrès technologique, l’amélioration de l’efficacité économique
et la contribution au développement durable a travers notamment : la promotion de la
recherche et le développement, l’innovation technique et la diffusion des technologies
efficaces.
Aujourd’hui, et plus que jamais, c’est nécessairement les énergies renouvelables, estimées
non pas en terme de quantité, ni même en terme de stock, mais de flux énergétiques largement
supérieurs au niveau actuel de consommation énergétique de l’humanité, qui peuvent
constituer des énergies de substitution tout à fait réalistes de part leur faible impact sur
l’environnement. Seul l’utilisation et la promotion des énergies renouvelables peuvent faire
avancer l’Homme vers de nouveaux horizons biens meilleurs et sains qui ne compromettent
pas son existence présente et future.
2
Systèmes autonomes PV-H2 de production d’énergie
Les systèmes autonomes de génération d’électricité utilisent les sources renouvelables locales.
On y trouve des panneaux photovoltaïques, des éoliennes, générateur diesel, et des
microturbines. L’électricité provenant des sources renouvelables est intermittente, dépendante
des conditions climatiques.
Ces générateurs renouvelables sont couplés à un système de stockage assurant une
disponibilité en continue d’énergie.
Le générateur renouvelable sélectionné pour notre étude est un champ photovoltaïque (PV).
La production d’électricité à partir d’un système de source d’énergie photovoltaïque, est un
objectif très souvent limité par le prix de revient final de KWh électrique produit, en raison
de discontinuité dans le temps du rayonnement solaire qui posent le problème de stockage
d’énergie. Or cet aspect de ces énergies est encore aujourd’hui un de ceux qui ralentissent le
plus leur développement, car ce stockage, d’autant plus important que les temps
d’ensoleillement soient faibles, constitue souvent une grand part (environ 20%) de
l’investissement d’une installation de production d’énergie électrique à partir du rayonnement
solaire. Généralement, le stockage est assuré par des batteries. Ces systèmes, appelés
systèmes PV-Batteries, sont actuellement une des solutions les plus utilisées. Les batteries ont
de très bons rendements, de l’ordre de 80-85 %, et un prix très compétitif, si l’on considère la
technologie plomb. Mais ses inconvénients sont nombreux [5][6] :
1) L’autodécharge peut atteindre 15 % par mois.
2) Les contraintes de fonctionnement sont nombreuses afin d’éviter la dégradation prématurée
des batteries :
a. Pas de charge/décharge trop profonde ;
b. Régime conseillé de charge/décharge ;
c. Sulfatation en cas de stockage prolongé.
3) La durée de vie est variable entre 6 mois et 15 ans selon la technologie et son utilisation.
4) Un entretien régulier peut être nécessaire afin de maintenir un niveau suffisant d’électrolyte
(cas des batteries ouvertes).
5) En ce qui concerne la sécurité, un local ventilé doit être dédié aux batteries et la
maintenance demande des précautions.
Les contraintes de fonctionnement décrites ci-dessus, imposent que la taille des batteries soit
en regard de la puissance du générateur photovoltaïque, conduisant à une autonomie du
système de stockage de 3 à 8 jours selon l’application. Du fait de ce stockage limité, pour
qu’un tel système soit autonome, il doit être dimensionné par rapport au mois le plus
défavorable (Mois où la différence entre la production photovoltaïque et la consommation est
la plus faible). Par conséquent, l’excédent solaire produit lors des mois les plus favorables se
trouve la plupart du temps mal valorisé. Finalement, les systèmes PV-Batteries ne permettent
d’alimenter qu’une charge limitée et seuls les appareils vitaux sont alimentés.
Pour augmenter l’énergie délivrée par les systèmes PV-Batteries, un générateur auxiliaire peut
être ajouté. Ces générateurs diesel permettent de produire une énergie importante ne
dépendant que de l’approvisionnement en énergie fossile. Mais, ses contraintes de
fonctionnement sont nombreuses et son entretien important. De plus, ces systèmes, dits
systèmes hybrides, sont généralement dimensionnés par rapport au mois le plus favorable,
3
permettant de sous-dimensionner le générateur solaire et conduisant à une consommation
importante de combustible tout au long de l’année. D’un point de vue environnemental, ces
systèmes ne sont pas idéaux, consommant du fuel et produisant du bruit et des gaz à effet de
serre.
Pour améliorer les systèmes PV-Batteries tout en conservant leur qualité de respect de
l’environnement, une idée, apparue dans les années 90, est d’utiliser l’hydrogène pour stocker
l’énergie à long terme. En effet, le gaz peut être produit par un électrolyseur, stocké sans perte
importante quelle que soit la durée du stockage, puis converti en électricité dans une pile à
combustible. Ces systèmes, appelés Solaire-Hydrogène ou PV-Hydrogène, présentent de
nombreux avantages. Sans pièce en mouvement, l’électrolyseur et la pile à combustible ne
produisent que très peu de bruit. De plus, on attend de ces composants une grande fiabilité,
peu de contraintes de fonctionnement et une maintenance limitée. Cependant, l’utilisation de
l’hydrogène comme stockage d’énergie augmente la complexité des installations. De
nombreuses recherches ont été menées sur les systèmes Solaire-Hydrogène. Ces études se
sont heurtées à la faible maturité des électrolyseurs et des piles à combustible.
Le développement des technologies hydrogène a été très important au cours des dix dernières
années. Les progrès réalisés permettent d’envisager des performances élevées du « système de
stockage par l’hydrogène », terme qui sera désormais utilisé dans ce mémoire pour désigner le
système de stockage couplant un champ solaire, un électrolyseur, une unité de stockage de
gaz et une pile à combustible « PV-H2-PAC ». Or, les performances du système de stockage
par l’hydrogène n’ont pas été réévaluées. De plus, l’utilisation journalière de ce stockage
permettant d’augmenter la génération de chaleur et l’utilisation de pile à haute température
n’ont jamais été abordées.
Les projets couplant un générateur renouvelable et un système de stockage par l’hydrogène
sont étudiés depuis 1986. Equipés d’un parc de batteries assurant le stockage journalier de
l’électricité, ces systèmes stockent l’énergie d’une saison à une autre grâce à l’hydrogène.
Le premier système hybride « Solar Wasserstoff Bayerna » (SWB) été réalisé en Allemagne
en 1986 [7]. Des projets de taille très variée (de 150 W à 350 kW de génération d’hydrogène
solaire ou éolien) ont été soit menés en laboratoire, ou soit intégrés à la société (Fraunhofer
Institute for Solar Energy Systems Freiburg, Allemagne (FhG-ISE), Forschungszentrum
Jülich GmbH, Jülich, Allemagne (PHOEBUS) et Schatz Solar Hydrogen Project, Humbolt
State University, Arcata, USA SSHP) [8][9][10].
Certaines études ont évalué les rendements de conversion et déterminé les problèmes
techniques des appareils électrochimiques. D’autres études se sont concentrées sur
l’optimisation des systèmes en terme de dimensionnement et de stratégie de contrôle. Enfin,
la sécurité et la fiabilité de ces systèmes sont abordées dans de nombreux documents.
Les piles à combustible utilisées sont de différentes technologies : alcaline, acide
phosphorique et PEM. La compagnie SWB a testé ces 3 technologies. Les puissances varient
entre 500 W et 10 kW. Le rendement électrique du système complet est le rapport entre
l’énergie consommée par l’utilisateur et l’énergie fournie par les générateurs. Il est évalué à
44 % dans le cas de la maison de Fraunhofer et à 54 % dans le cas de la bibliothèque du projet
PHOEBUS. Pour ce dernier projet, l’optimisation du système de stockage par l’hydrogène
permettrait d’obtenir un rendement de l’installation de 65 %.
4
Objectif de la recherche
Les objectifs principaux de cette étude sont d’étudier et de développer un système autonome
de production d’énergie propre de moyenne puissance de l’ordre de 5 KW. Utilisant
l’hydrogène comme unique moyen de stockage d’énergie. Ces système PV-PAC sont des
systèmes solaire hydrogène sans batteries.
Pour évaluer les performances des systèmes via un champ photovoltaïque et une pile à
combustible (PV-PAC), nous avons décidé de développés un système autonome qui intègre
un système photovoltaïque et un système électrochimique – électrolyseur et une pile à
combustible à haute température - à fin d’évaluer la viabilité énergétique (électrique +
thermique) du système en terme de rendement.
Méthodologie et étape de modélisation
La méthodologie de modélisation du projet peut se résumer comme suit :





A partir d’une collecte de données réelles effectuée sur un site identifié (USTO), on
détermine d’une part le potentiel théorique brut solaire et d’autre part les besoins en
énergie et les caractéristiques thermiques du site, ce qui permet d’élaborer le cahier
des charges (demande énergétique et thermique) ;
En tenant compte de l’état actuel des techniques de captage de l’énergie, on calcule le
potentiel énergétique technique réalisable (disponibilité énergétique) ;
Le dimensionnement optimisé ;
D’établir des modèles mathématique énergétiques des sous systèmes ;
Le système global PV-H2-PAC est enfin modélisé et simulé afin de pouvoir analyser
son comportement ;
Plan de présentation de mémoire
Le travail présenté dans cette thèse est organisé en quatre chapitres.
Dans le premier chapitre, après avoir présenté la définition et la mission des SEH (Système
Hybride d’Energie), un état de l’art de ce système est étudié. Notre travail portant sur un SEH
photovoltaïque/pile à combustible, et aussi notre attention se focalisent à ces types de sources
et de stockage.
Le deuxième chapitre, présente d’abord une étude de dimensionnement pour déterminer les
capacités nominales des sources, et ensuite celle sur le système de stockage utilisés dans la
configuration du SEH : PV-H2-PAC étudié.
Dans le troisième chapitre, tous les composants du SEH sont modélisés dans le but d’analyser
le comportement dynamique du système complet face aux variations climatiques et de charge.
Chaque source d’énergie et le système de stockage disposent d’un système modulaire pour
une meilleure intégration dans le système hybride. Le SEH, tel qu’il est modélisé dans le
dernier chapitre, permet une analyse dynamique.
5
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
Système Hybride d’Energie SHE : PVH2-PAC
I.1 INTRODUCTION
Au cours des dernières années, un intérêt croissant pour les systèmes hybrides
d’énergies combinant un champ photovoltaïque et piles à combustibles a vu le jour. La hausse
du baril de pétrole et la nécessite de réduire les émissions de gaz a effet de serre poussent les
industriels à trouver de nouvelles solutions pour le futur. Les systèmes hybrides présentent de
nombreux avantages : le rendement raisonnable, la faible pollution, la cogénération (pile à
haute température), néanmoins, elles présentent certains points faibles : le coût élevé de
fabrication, la durée de vie, leur poids et leur volume (dans le cas des applications
embarquées).
Ce chapitre pressente d’une manière générale l’état de l’art des systèmes hybrides, notamment
celles étudies dans la suite de ce manuscrit (PV-H2-PAC). Une étude générale des générateurs
électrique (photovoltaïque, électrolyseur d’eau, et une pile à combustible); le principe de
fonctionnement et les différents types seront détailles.
6
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
I.2 CONSIDERATIONS
RENOUVELABLES
GENERALES
SUR
LES
SOURCES
D’ENERGIE
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. Les questions de la disponibilité et du coût des énergies fossiles devenant
problématiques, l’Algérie envisage leur substitution progressive par des sources d’énergies
inépuisables. Le marché des énergies renouvelables est prometteur et leur promotion constitue
l’un des axes de la politique énergétique et environnementale du pays, le marché local doit
atteindre 500MW d’ici 2015, amenant la part de l’électricité produite par les énergies
renouvelables à 5 % de l’électricité total produite (0,02% aujourd’hui) [11].
L’Algérie dispose du plus grand gisement solaire du bassin méditerranéen », précisant que la
durée moyenne d’ensoleillement du territoire algérien dépasse les 2 000 heures annuelles,
pour atteindre près de 3 500 heures d’ensoleillement dans le désert du Sahara. Le total
d’énergie reçue est estimé à 169 400 TWh/an, soit 5 000 fois la consommation d’électricité
annuelle du pays [12]. Le potentiel éolien diverge selon la situation géographique. Ainsi, au
nord du pays, le potentiel éolien se caractérise par une vitesse moyenne des vents modérée (1
à 4 m/s) avec des microclimats autour d’Oran, Annaba, sur les Hauts-Plateaux et à Biskra. Ce
potentiel énergétique convient parfaitement au pompage de l’eau, particulièrement sur les
Hauts-Plateaux. Au Sud, la vitesse moyenne des vents dépasse les 4 m/s, plus
particulièrement au sud-ouest, avec des vents qui dépassent les 6 m/s dans la région d’Adrar
[13]. Le total d’énergie transformé est estimé à 35 TWh/an [14]. 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.
Dans le cadre de notre étude, nous nous sommes concentrés sur la production d’électricité à
partir de l’énergie solaire, énergie électrochimique via la pile à combustible et l’électrolyseur
d’eau. Nous détaillons dans les paragraphes suivants les éléments ayant traits à cette ressource
et sa transformation en énergie électrique.
I.2.1 Production d’électricité à partir de l’énergie solaire
L’énergie solaire représente un gisement très important au niveau de la surface du globe
terrestre. La cartographie ci-après présente le rayonnement solaire global annuel en nord
d’Afrique. On constate Algérie, la quantité d’énergie solaire annuellement disponible varie
entre environ 1600 et 2200 kWh/m² (Figure I-1). Cette énergie peut être convertie en chaleur
à l’aide de modules solaires thermiques ou en électricité à l’aide de modules solaires
photovoltaïques, dont le fonctionnement est défini dans le paragraphe suivant.
7
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
Figure I-1 : Carte du rayonnement solaire global annuel dans un plan horizontal en Nord de l’Afrique ;
données moyennées sur la période de 1981 à 1990 [15].
I.2.2 L’hydrogène, futur vecteur énergétique
Les systèmes énergétiques basés sur l’hydrogène séduisent par leurs avantages, qui cadrent
bien avec le souci public concernant les émissions polluantes et le changement climatique. Le
carburant hydrogène est efficace et il est perçu comme une énergie renouvelable et propre.
L’hydrogène présente certaines caractéristiques physico-chimiques avantageuses d’un point
de vue énergétique. C’est un gaz très léger (masse volumique = 0,09 kg/m3, à 0°C) qui
possède un pouvoir calorifique très élevé (33,3 kWh/kg, contre environ 14 kWh/kg pour le
méthane ; données PCI) [16]. Il est inodore, incolore, non polluant. Dans le contexte
énergétique actuel, les propriétés physique et environnementale de l’hydrogène font de lui un
vecteur énergétique de qualité en association avec l’électricité. Le XXIe siècle pourrait voir la
naissance d’une économie « électricité-hydrogène ». Bien qu’il soit très abondant sur Terre
(via la ressource en eau planétaire), l’hydrogène n’existe pas à l’état naturel. Actuellement, sa
production est essentiellement effectuée par reformage catalytique d’hydrocarbures
(principalement gaz naturel). Une très faible proportion d’hydrogène est produite par
électrolyse de l’eau (1% de la production mondiale).
Cette voie de production est envisagée lorsqu’une très grande pureté d’hydrogène est
souhaitée ou pour la synthèse de petites quantités. Elle constitue, en outre, une réponse
environnementale propre à la problématique énergétique mondiale. La production mondiale
d’hydrogène était estimée par l’Agence Internationale de l’Energie à 500 milliards de Nm3 en
2001 [17].
8
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
I.3 SYSTEMES AUTONOMES D’ENERGIE HYBRIDE
Dans la plupart des régions isolées, le générateur diesel est la source principale d’énergie
électrique. Pour ces régions, le prix d’extension du réseau électrique est prohibitif et le prix du
combustible augmente radicalement avec l’isolement. La baisse continue des prix des
générateurs basés sur l’énergie renouvelable et la fiabilité croissante de ces systèmes ont mené
à une plus grande utilisation des sources d'énergie renouvelable pour la génération d’énergie
électrique dans les régions isolées.
Une des propriétés qui limite l’utilisation de l’énergie renouvelable est liée à la variabilité des
ressources. Les fluctuations de la charge selon les périodes annuelles ou journalières ne sont
pas forcément corrélées avec les ressources. Pour les régions isolées, la solution à retenir est
certainement le couplage entre plusieurs sources, par exemple des éoliennes, des panneaux
photovoltaïque, pile à combustible et des générateurs diesel.
I.3.1 Définition des Systèmes d’Energie Hybride (SEH)
Les systèmes d’énergie hybrides (SEH) associent au moins deux technologies
complémentaires : une ou plusieurs sources d’énergie classiques, généralement des
générateurs diesels, et au moins une source d’énergie renouvelable [18-19]. Les sources
d’énergie renouvelable, comme l’éolienne et le photovoltaïque, ne délivrent pas une puissance
constante. Leur association avec des sources classiques permet d’obtenir une production
électrique continue. Les systèmes d’énergie hybrides sont généralement autonomes par
rapport aux grands réseaux interconnectés et sont souvent utilisés dans les régions isolées.
Le but d’un SEH est d’assurer l’énergie demandée par la charge et, si possible, de produire le
maximum d’énergie à partir des sources d’énergie renouvelable, tout en maintenant la qualité
de l’énergie fournie [18]. De plus, l’économie de carburant et la baisse de prix obtenues par la
génération hybride doivent au moins couvrir l’investissement fait pour les générateurs
d’énergie renouvelable et les autres composants auxiliaires du système.
Du point de vue technologique, la fiabilité n’est pas seulement une question de respect des
normes pour l’alimentation en électricité, mais aussi de maintenance, compte tenu des
conditions particulières des régions isolées. Les systèmes isolés sont souvent caractérisés par
une infrastructure (communication, services, etc.) pauvre, un accès difficile et un manque de
personnel qualifié.
Les performances d’un SEH, le rendement et la durée de vie, sont influencées en partie par sa
conception, c’est-à-dire le dimensionnement des composants, le type de composants,
l’architecture etc, et d’autre part, par le choix de la stratégie de fonctionnement. Quelques
paramètres permettant d’évaluer ses performances sont : l’économie de carburant, le coût du
kW, le nombre et la durée des pannes, le nombre d’arrêts pour l’entretien etc.
La durée de vie des composants d’un SEH peut être beaucoup plus courte que la durée de vie
normale des composants individuels (fonctionnement en connexion aux réseaux
interconnectés) [18]. Les points les plus critiques sont en général la dégradation des batteries.
9
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
I.3.2 Etat de l’art
Système hybride d’énergie sont des systèmes d’approvisionnement en électricité couplant
divers types de productions telle qu’éolienne, photovoltaïque et autres. Les systèmes
d’énergie hybrides (SEH) associent au moins deux technologies complémentaires : une ou
plusieurs sources d’énergie renouvelable (Figure I-2).
Générateurs à
CA Sources
d’énergie
Renouvelable
AC/DC
Stockage court durer
Batteries
Charges
CA
DC/DC
Champ
photovoltaïque
PV
DC/DC
Pile à
combustible
PAC
DC/DC
DC/AC
Electrolyseur
DC Bus
Réservoir H2
AC Bus
Stockage long duré
Figure I-2: Concept d’un système autonome d’énergie basé sur la technologie d’hydrogène [20-21]
En plus d’un ou plusieurs générateurs d’énergie renouvelable, un SEH peut aussi incorporer
un système de distribution à courant alternatif (CA), un système de distribution à courant
continu (CC), un système de stockage, des convertisseurs, des charges, des charges de
délestage et une option de gestion des charges ou un system de supervision. Toutes ces
composantes peuvent être connectées en différentes architectures.
Dans la plupart des cas, les systèmes hybrides classiques contiennent deux bus [19-22] : un
bus à CC pour les sources, les charges à CC et les batteries et un bus à CA pour les
générateurs à CA et le système de distribution. Les sources d’énergie renouvelable peuvent
être connectées au bus à CA ou à CC en fonction de la dimension et la configuration du
système.
L’interconnexion entre les deux bus peut être réalisée par l’intermède de l’électronique de
puissance : onduleurs/redresseurs ou convertisseurs bidirectionnels. A part la charge
principale, un système hybride peut contenir aussi des charges auxiliaires (charge différée,
charge optionnelle, charge de délestage) pour réaliser l’équilibre énergétique. Si la charge
10
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
principale est alimentée sans interruption, les charges auxiliaires sont alimentées en énergie
par ordre de priorité, seulement quand il existe un surplus d’énergie. Ainsi, dans un SEH avec
des batteries de stockage et charges auxiliaires, s’il existe un excès d’énergie (venant des
sources d’énergie renouvelable), celui-ci passera d’abord dans les batteries ou système de
stockage via l’hydrogène et ensuite, il sera utilisé pour alimenter les autres charges auxiliaires
en fonction de leur priorité. Dans un tel système, les batteries de stockage jouent un double
rôle : charge et source. La puissance délivrée par les SEH peut varier de quelques watts pour
des applications domestiques jusqu’à quelques mégawatts pour les systèmes utilisés dans
l’électrification de petites îles [20][23-25]. Le système de stockage utilise un nombre élevé de
batteries ou stockage d’hydrogène comme combustible pour être capable de couvrir la charge
moyenne pendant plusieurs jours.
Les systèmes plus grands, ayant une puissance supérieure à 100 kW, sont centrés sur le bus à
CA, avec des sources d’énergie renouvelable conçues pour être connectées aux grands
réseaux interconnectés [26]. Si ces systèmes contiennent des sous-systèmes de stockage, ce
qui est rare, c’est pour lisser les variations de l’énergie de nature renouvelable.
Le champ d’application des SEH est très large et par conséquent, il est difficile de classer ces
systèmes. On peut néanmoins essayer de réaliser un classement par gamme de puissance
(Tableau I-1). Les seuils de puissance donnés ne sont que des ordres de grandeurs [20][26].
PUISSANCE DU SEH [KW]
APPLICATION
Systèmes autonomes: stations de télécommunications,
Faible: < 5
de pompage de l’eau, autres applications isolées
Micro réseaux isolés: alimentation d’un village isolé,
Moyenne: 10 - 250
des zones rurales…
Grands réseaux isolés (ex: réseaux insulaires)
Grande: > 500
Tableau I-1 : Classification des SEH par gamme de puissance
Les grands SEH en site isolé peuvent être classifiés en fonction du degré de pénétration de
l’énergie renouvelable [26]. Les expressions qui permettent de calculer l’indice de pénétration
sont :
Équation I-1
Équation I-2
Iins est la pénétration instantanée. Elle représente la proportion de la puissance produite par
les sources d’énergie renouvelable en instantané. Prw représente la puissance renouvelable et
Pch, la puissance électrique de la charge (la charge principale, s’il y a plusieurs types de
charges).
Imoy est la pénétration moyenne (mesurée pendant des jours, des mois ou même des années).
Wrw représente l’énergie renouvelable et Wch représente l’énergie consommée par la charge
principale.
11
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
I.4 PRINCIPAUX COMPOSANTS DES SYSTEMES D’ENERGIE HYBRIDES
Les éoliennes, les panneaux photovoltaïques (PV) et les générateurs diesels sont souvent
utilisés dans les SEH. Ceux-ci peuvent aussi inclure d’autres sources d’énergie comme
l’énergie hydraulique, marémotrice, géothermique ou l’énergie contenue dans l’hydrogène
(piles à combustible). Les convertisseurs, les charges, les charges de délestage et une forme de
gestion de l’énergie peuvent également faire partie d’un SEH. Les batteries sont
habituellement utilisées pour le stockage d’énergie, mais il existe d’autre option telle que le
stockage d’hydrogène. Une description des composants habituels des SEH est donnée ciaprès.
I.4.1 LES MODULES SOLAIRES PHOTOVOLTAÏQUES
I.4.1.1 Description générale
La cellule photovoltaïque ou la photopile (Figure I-3) transforme directement l'énergie du
rayonnement solaire en énergie électrique. Sous l'effet d’un rayonnement lumineux incident,
les électrons des bandes de valence du semi-conducteur vont pouvoir passer dans la bande de
conduction et devenir libres (Figure I-4). Ce phénomène va engendrer au sein de la structure
du semi-conducteur la création de paire électron-trou. Ceux-ci, sous l’effet de la barrière de
potentiel, vont s’accumuler sur chacune des faces extérieures des zones P et N. Ainsi, une ddp
entre les faces extérieures de la jonction est créée [27].
Eclairement
E Photon
NNns
Grill
e
Silicium type N
(Dopage bore)
Vp
Ip
Jonction
Silicium type P
PN
(Dopage bore)
Figure I-3 : Aspect d’une cellule [28]
Champ électrique E
Bande de conduction
Ec
Photon hγ>Eg
Eg
Ec=Ev+Eg
Bande Interdit (gap)
Ev
Trou
Bande de valence
Courant IP
Figure I-4 : Principe de la conversion photon-électron dans un système à deux niveaux d’énergie [28]
12
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
I.4.1.2 Performances & caractéristiques électriques courant/tension d'un module
photovoltaïque
Un panneau photovoltaïque, appelé module, est constitué de cellules photovoltaïques
connectées en série et en parallèle. Il est défini par sa puissance crête aux conditions standards
de tests, sa tension et son intensité à la puissance crête ainsi que par sa tension de circuit
ouvert et son courant de court circuit. Les conditions standard de test (STC) correspondent à
un ensoleillement de 1000 W/m², à une température de cellule de 25 °C et une masse d’air
optique AM (Air Mass) égale à 1,5. Les caractéristiques électriques des modules
commercialisés peuvent être sensiblement différentes à puissance identique selon que le
niveau de courant ou de tension est privilégié. Les performances caractéristiques des modules
photovoltaïques est dépends des matériaux dont les modules sont ils fabriquée et les
conditions physiques (la position des modules, ensoleillement et une température) du travail.
Figure I-5 : Caractéristiques I-V et P-V typique d’un module photovoltaïque (PV)
Les performances caractéristiques sont définies par (Figure I-5) :
1. Le courant de court circuit Isc.
2. La puissance crête MPP (Maximum power point) aux conditions standard de test*, c’est au
point de puissance maximale définie par Imp x Ump que l’on exploite au mieux la puissance
crête installée.
3. La tension de circuit ouvert Uoc.
Influence de l’ensoleillement à température constante
Influence de la température à ensoleillement constant
Figure I-6 : Courbe caractéristiques d’un panneau solaire de 85W [29]
13
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
La figure I-6 décrit les courbes I-U d’un générateur photovoltaïque de 85 Wc, sous différentes
conditions d’ensoleillement et de température ambiante. L’augmentation de la température
ambiante entraîne une diminution de la tension. L’ensoleillement a une très faible influence
sur cette tension. Lorsque la puissance demandée augmente, le courant délivré augmente. La
tension diminue jusqu’à un point de fonctionnement qui correspond au point de puissance
maximale (MPP). Ce MPP dépend de la température ambiante mais surtout de
l’ensoleillement [30]. Le courant de court circuit varie selon l’ensoleillement et la température
(figure II.5). La température ambiante à une faible influence sur ce courant. L’ensoleillement
est un paramètre beaucoup plus important : le courant délivré par les modules est
proportionnel à l’éclairement reçu par la surface des panneaux. Le rendement énergétique
d’un module dépend de la nature des matériaux utilisés. Les valeurs communément
rencontrées sont de l’ordre de 10 % (13 à 14 % pour les cellules composées de silicium
monocristallin, 11 à 12 % avec du silicium polycristallin et 7 à 8 % avec du silicium amorphe)
[30-32-33]. La Tableau I-1 montre les efficacités rapportées pour différentes cellules et
modules solaires.
Figure I-7 : Part de marché des types de cellules solaires vendus en 2006 [32].
Type de cellule
Crystalline Si
Multicrystalline Si
Amorphous (and nanocrystalline) Si
μc-Si/αSi:H micro-morph cell
HITv cell
GaAs cell
InP cell
GaInP2/GaAs/Ge multijunction cell
CdTe
CIGSvii
L'efficacité des cellules
pour des petites surfaces
Rendement
Surface
(%)
(Cm²)
24.7
20.3
10.1
11.7
21.8
25.8
21.9
39.3
16.5
19.5
4.0
1.0
1.2
14.2
100.4
3.9
4.0
0.4
1.0
0.4
L'efficacité des cellules
pour des grandes surfaces
Rendement
Surface
(%)
(Cm²)
22.7
15.3
10.4
11.7
17.3
/
/
/
10.7
13.4
778
1017
905
14.2
11 000
/
/
/
4874
3459
Tableau I-2 : Meilleur efficacités rapportées pour différentes cellules et modules solaires [32].
Un champ photovoltaïque ou champ solaire est constitué d’un ensemble de modules
connectés en série et/ou en parallèle. La caractéristique électrique d’un champ solaire dépend
de la façon dont les modules sont câblés : les modules connectés en série définissent la
14
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
tension d’une « branche » et donc du champ ; les branches sont ensuite connectées en
parallèle déterminant l’intensité délivrée par le champ. Les générateurs photovoltaïques sont
modulaires. Leur puissance varie de manière discrète par pas équivalent à la puissance d’une
branche. On protège les modules avec des diodes by-pass (Schottky) afin d’éviter le
fonctionnement inverse des cellules occultées, pouvant entraîner une surchauffe voire une
destruction de celles-ci. Le choix de la caractéristique du champ solaire dépend du point de
fonctionnement requis par les composants associés (batteries, convertisseurs, électrolyseur,
etc.).
I.4.1.3 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 [31][34]. 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.
I.4.1.4 Applications et considérations économiques
Le coût d’un module photovoltaïque s’élève à environ 600.00 DA/Wcrête [13]. C’est le tarif
moyen appliqué dans le marché algérien. En incluant les coûts d’installation ainsi que des
coûts additifs (électronique, convertisseurs…), le coût total d’un système photovoltaïque
s’élève à environ 1000.00 DA/Wcrête. Les constructeurs garantissent généralement ces
systèmes pour une durée de vie de 20 ans voire 30 ans [30], la technologie photovoltaïque au
tellure de cadmium (CdTe) produit de l’énergie propre et à un prix modique pendant la durée
de vie complète d’un module, soit plus de 25 ans. Les faibles rendements de conversion
électrique des modules photovoltaïques impliquent généralement l’installation de grandes
surfaces pour assurer la production d’électricité nécessaire à l’autonomie d’un système ayant
un générateur PV comme source principale d’énergie. Le coût élevé des modules limite leur
utilisation à des applications spécifiques nécessitant une alimentation fiable, tels les sites
isolés pour lesquels le raccordement à un réseau de distribution est soit impossible (parce
qu’inexistant), soit trop coûteux (parce que trop éloigné).
15
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
I.4.2 PILE A COMBUSTIBLE
Une pile à combustible est un générateur qui convertit directement l’énergie interne d’un
combustible en énergie électrique, en utilisant un procédé électrochimique [35]. Au cours des
dernières années, un intérêt croissant pour les piles à combustibles a vu le jour. La hausse du
baril de pétrole et la nécessite de réduire les émissions de gaz a effet de serre poussent les
industriels à trouver de nouvelles solutions pour le futur. Les piles à combustibles présentent
de nombreux avantages : le rendement élevé, la faible pollution, la cogénération (pile à haute
température), néanmoins, elles présentent certains points faibles : le coût élevé de fabrication,
la durée de vie, leur poids et leur volume (dans le cas des applications embarquées) [36].
Cette partie présente d’une manière générale l’état de l’art des piles a combustibles,
notamment celles étudies dans la suite de ce manuscrit (SOFC : Solid Oxide Fuel Cell). Un
résume de l’histoire de la pile a combustible du début de son existence jusqu’a aujourd’hui
sera présente ; le principe de fonctionnement et les différents types des piles a combustible
seront détailles et la comparaison entre les type de pile à combustible piles à combustibles
sera faite. Une étude bibliographique approfondie des caractéristiques et modèles de la SOFC
qui existent dans la littérature sera présentée dans le troisième chapitre.
I.4.2.1 Historique de la pile à combustible
L’histoire des piles a combustible a commence en 1839 par l’expérience de l’électrolyse
inverse de l’eau grâce a William Robert Grove nomme « Father of the fuel cell ». La
deuxième pile à combustible de 1.5KW fut construire par W.W. Jacques à la fin du XIXe
siècle (1895). En 1932, un siècle après l’invention de W. R. Grove, Francis Bacon a
développé une pile à combustible à base d’hydrogène et d’oxygène et en 1952, il a conçu un
système à PAC de 5kW. En 1959, pour la première fois de l’histoire, Harry Karl Ihrig,
ingénieur chez ALLIS-CHALMERS a développe une pile a combustible d’une puissance de
15kW pour la motorisation d’un tracteur. En 1960, c’est avec la NASA qu’une pile à
combustible a été utilisée pour la première fois dans un projet spatial appele Gemini. Par la
suite elle a été utilisée également dans le programme APOLLO. A partir de 1966, plusieurs
constructeurs d’automobiles commencent à s’intéresser a la pile a combustible tels que :
GENERAL MOTORS, MERCEDES-BENZ, CHRYSLER, TOYOTA, PSA, RENAULT,
FORD, HONDA. A partir de 2007, les constructeurs japonais commencent a réfléchir aux
normes, règles et standards de fabrication des piles a combustible dans l’automobile pour
réduire les émissions de CO2 jusqu’a 50%. Les principaux constructeurs de pile a
combustible sont : BALLARD, SIEMENS WESTINGHOUSE, SULZER, HTCeramix,
AXANE et HELION [35][37].
I.4.2.2 Description de la pile hydrogène/oxygène
Une pile à combustible est constituée des trois principaux éléments suivants:



l’anode qui est alimentée par un combustible (hydrogène, méthanol, etc.) ;
la cathode qui est alimentée par un comburant (oxygène) ;
l’électrolyte, solide ou liquide, qui sépare les deux électrodes, assure la diffusion des
ions intermédiaires de la réaction d’oxydation du combustible.
L’électrolyte doit empêcher le passage des électrons qui passent à travers le circuit électrique.
16
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
L’oxydation électrochimique de l’hydrogène est réalisée à une anode d’un matériau
catalytique conducteur, constituant le pôle négatif de la pile (Figure I-8) [35][37] :
H 2  2 H   2e 
Équation I-3
Parallèlement la réduction électrochimique de l’oxygène se produit à une cathode catalytique
(contenant également du platine dispersé), constituant le pôle positif de la pile:
1 2O2  H 2  2e  2H 2O
Équation I-4
-
We
e-e
I
+
e-
-
OH
Anode
+
H
Hydrogène
Cathode
Oxygène
Figure I-8 : Schéma de principe d’une pile à combustible hydrogène/oxygène [37]
Les réactions (3) et (4), qui mettent en jeu un transfert de charge (électrons) à l’interface
électrode/électrolyte, s’appellent réactions électrochimiques :
H 2  1 2O2  H 2O  énergie
Équation I-5
Les électrons sont collectés par l’anode et rejoignent la cathode au travers de la charge.
Un élément de pile à combustible réalise la transformation directe de l’énergie chimique
d’une réaction (en fait l’enthalpie libre de réaction ∆G) en énergie électrique selon l’équation
(équilibre électrochimique) [37]:
G  nFEeq  0 où G  0
Équation I-6
Avec :
Eeq f.é.m. (force électromotrice) de la pile à l’équilibre (c’est à-dire à intensité de
courant I nulle),
n nombre d’électrons échangés dans les réactions électrochimiques élémentaires
(réactions de demi-pile),
F = 96500 C = 1 faraday, c’est-à-dire la quantité d’électricité associée à une mole
d’électrons.
Dans le cas de la pile hydrogène/oxygène, la réaction chimique globale, associée à cette
transformation, est la combustion de l’hydrogène dans l’oxygène :
17
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
H 2  1 2O2  H 2O  énergie
Avec ∆ G0 = - 237kJ/molH2
Équation I-7
(état standard)
Cela correspond à une f.é.m. à l’équilibre à 25 °C (état standard) :
Eeq 0  
G 0 273 103

 1.229  1.23V
nF
2  96500
Équation I-8
I.4.2.3 Le fonctionnement de pile à combustible
Le fonctionnement d’un cœur de pile à combustible nécessite un grand nombre d’auxiliaires
indispensables à son bon fonctionnement. Le système global (cœur de pile et auxiliaires) est
appelé système pile à combustible (Figure I-9). Un système à pile à combustible, ou module
de puissance est un système réalisant de façon autonome la conversion de l’énergie de
combustion d’un carburant en énergie électrique directement utilisable. Pour cela, la pile est
accompagnée d’équipements auxiliaires pour que sa fonction principale, la fourniture
d’énergie électrique, puisse être remplie. Ces composants assurent l’approvisionnement des
réactifs, leur conditionnement, l’évacuation des produits, de la chaleur, la conduction et la
transformation de l’électricité au profit des équipements consommateurs électriques dans un
véhicule (moteur électrique de traction, auxiliaires divers...) [38].
Enfin, la chaîne de traction électrique est constituée de l’ensemble des systèmes intervenant
dans la conversion d’énergie, depuis la sortie du réservoir de carburant jusqu’aux roues. Le
groupe électrogène à pile à combustible est l’un des éléments principaux de cette chaîne de
traction, où l’on peut distinguer deux autres composants majeurs : le groupe motopropulseur
et l’éventuel stockage secondaire d’énergie. Le premier réalise la conversion d’énergie
électrique en énergie mécanique, et le second est un stockage tampon d’énergie électrique
(par exemple une batterie ou une super-capacité). Un système pile à combustible est
généralement constitué d’un cœur de pile, de l’alimentation en hydrogène, de l’alimentation
en air (oxygène), d’un circuit de refroidissement, d’un circuit d’humidification, d’un ou
plusieurs convertisseurs statiques et d’un système de contrôle.
18
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
Figure I.9 : Schéma d’un système à pile à combustible [38].
I.4.2.4 Caractéristique électrique d’une pile à combustible
La caractéristique électrique d’une pile à combustible est déterminée par le nombre de cellules
en série, définissant la tension totale et par la taille de la surface active, déterminant le courant
délivré. Les caractéristiques électriques d’une cellule de pile à combustible basse température
sont décrites à la Figure I-10. La tension à vide est d’environ 1 V. Lorsque la densité de
courant augmente, les pertes sont plus importantes : la tension diminue. Pour de fortes
densités de courant, la tension chute rapidement : la réaction est limitée par des problèmes de
diffusion des ions vers les sites de réaction. On limite généralement la tension à 0,4-0,5 V,
tension du point de puissance maximale. L’influence des différents paramètres est décrite plus
loin.
Figure I-10 : Caractéristique électrique d’une cellule de pile à combustible
19
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
Trois régimes de fonctionnement de la pile à combustible apparaissent sur la figure ci-dessus
[35].
1. Zone 1 : pour les faibles densités de courant le transfert de charge à la cathode est
prédominant ; le potentiel est fonction de ln(j), les autres termes de l’équation
caractéristique sont négligeables.
2. Zone 2 : pour les densités de courant moyennes, la courbe caractéristique suit un
régime linéaire, la chute ohmique (principalement due à la résistance de l'électrolyte
Re) est prépondérante.
3. Zone 3 : à densité de courant élevée, la tension de cellule est gouvernée par le
transport de matière par diffusion. Lorsque j s'approche de l'une des deux densités de
courant limites jla ou jlc, l’épuisement de matière active au voisinage des électrodes
conduit à l’effondrement de la tension de cellule. Le fonctionnement de la pile dans
cette zone peut engendrer des dégradations au niveau des matériaux d’électrode.
Pour éviter toute détérioration de la pile à combustible, on limite habituellement le
fonctionnement de la pile à une tension seuil. La densité de courant débitée correspondante
dépend alors de la composition des électrodes.
Pour la pile à combustible NEXA™ (produite par Ballard) testée dans cette étude, la tension
limite de fonctionnement Eseuil est de 0,44V/cellule, pour une densité de courant jmax de 0,5
A/cm².
Aspects énergétiques
A. Rendement thermodynamique
Le rendement théorique d'une pile dans les conditions réversibles (c’est-à-dire à l'équilibre), à
température et pression constantes, est donné par la relation suivante [35]:
Équation I-9
Où We est le travail électrique fourni par la pile à combustible.
Pour la pile de technologie PEM, ce rendement théorique est très élevé. A 25 °C, il est de 0,83
tandis qu’il atteint 0,91 à 150 °C.
B. Rendement en potentiel
Le rendement pratique d'une pile en fonctionnement, s’exprime comme le rapport entre la
tension à ses bornes et le potentiel théorique d’équilibre dans les conditions réversibles. On a
alors [35]:
Équation I-10
Ce rendement dépend donc de l’intensité débitée par la pile. En fonctionnement, l’ensemble
des irréversibilités dans les cellules (liées aux différentes surtensions à chaque électrode) ainsi
20
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
que les phénomènes de dissipation d’énergie par effet joules (principalement la chute
ohmique dans l’électrolyte) entraînent la décroissance du potentiel E(j). Le rendement en
potentiel est d’autant plus faible que les densités de courant sont élevées. Une cellule de pile
PEM dont la tension à ses bornes est égale à 0,6 V/cellule (sa densité de courant étant de 0,35
A/cm²), le rendement en potentiel est de 0,6/1,23 = 0,49.
C. Rendement faradique
Le courant réel débité par une pile à combustible est légèrement différent du courant
théorique que produit la réaction électrochimique (que l’on peut calculer à partir des bilans de
matière et de la loi de Faraday). En effet des phénomènes de recombinaison des espèces ainsi
que des réactions électrochimiques secondaires se produisant au sein de la cellule ne
permettent pas de retrouver la totalité des électrons mis en jeu dans la réaction [35].
Équation I-11
On définit alors le rendement faradique, comme le rapport entre le courant réel I débité par la
pile et le courant théorique Ith correspondant à la réaction globale de la pile :
D. Rendement global
Ainsi, lorsque l’on considère les grandeurs ‘énergie’ et ‘puissance’ de la pile, il faut
considérer le rendement faradique pour calculer le rendement global de la pile, qui s’exprime
alors selon l’équation suivante [35] :
Équation I-12
I.4.2.5 Les différents types de PAC
Il existe plusieurs types de pile a combustible et elles sont classées généralement selon
l’application, la puissance, le type du carburant, le type de charge transfère par l’électrolyte, la
température de fonctionnement et l’électrolyte utilise (Tableau I-3). Les six types les plus
utilises au stade de bases applications ou au stade de l’industrialisation sont regroupés dans le
graphe suivant :
Figure I-11 : Classification des piles à combustibles selon la puissance et le rendement
Electrique [17 & 36]
21
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
AFC
Carburant
Comburant
Electrode
Température
Puissance
DMFC
Oxygène (généralement de l'air)
Electrolyte
Type de charge
Transférée
Type de pile à combustible
PEMFC
PAFC
SOFC
MCFC
Hydrogène, gaz naturel, méthanol, bio gaz…..
Mélange de
Li2CO3
et de KCO3
fondu dans
une matrice
LiAlO2
Solution
KOH
Membrane à
échange de
protons
(Nafion)
OH-
H+
H+
O2-
CO32-
Pt,Ag
Pt
Pt
Ni, céramique
Ni
<100°
80° à 90°
200°
700° à 1000°
650°
100
mW/cm2
2
350 mW/cm
Oxyde de
zircon
stabilisé ZrO2
et
yttrium Y2O3
H3PO4
2
300 mW/cm
2
500 mW/cm
H+
60° à
120°
2
300 mW/cm
300
mW/cm2
Tableau I-3 : Caractéristiques techniques des piles à combustible [35][37][38-41]
La SOFC (Solid Oxide Fuel Cell) : sa température de fonctionnement est de l’ordre de 700°C
à 1000°C et elle utilise comme électrolyte une Zircone Yttriee avec un rendement électrique
supérieur à 60% lorsqu’elle est combinée a une turbine a combustion. Elle oxyde le CO et
peut être directement alimentée en méthane. Elle est destinée dans les dix prochaines années
au secteur industriel car elle permet d’obtenir des puissances de plusieurs centaines de kW.
Elle pourrait être utilisée dans les transports pour la propulsion de véhicules lourds (trains,
bateaux) ou a bord de véhicules plus légers (sous forme d’APU : Auxiliary Power Unit).
La PAFC (Phosphoric Acid Fuel Cell) : pour une température de fonctionnement proche de
200°C et une température de sortie avoisinant les 120°C, avec un rendement total de 80%
(40% électrique, 40% thermique), cette pile est aussi destinée au chauffage et a la production
d’eau chaude sanitaire. Notons que c’est la première pile à combustible à avoir été mise sur la
marche. EDF en a installe une en démonstration à Chelles (modèle ONSI PC25C).
L’inconvénient de ces piles réside dans le fait qu’elles ne savent pas oxyder autre chose que
l’hydrogène et qu’elles sont très sensibles au monoxyde de carbone (CO).
La MCFC (Molten Carbonate Fuel Cell) utilise comme électrolyte un mélange de carbonates
et est capable d’oxyder le monoxyde de carbone. La température de fonctionnement est
d’environ 650°C. Cette technologie de pile est encore au stade de développement a cause de
son coût élevé.
22
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
La AFC (Alkaline Fuel Cell) basée sur le principe de Bacon, elle est l'une des plus
développes des piles a combustible au stade de développement et commercialisation. Sa
température de fonctionnement est comprise entre 60°C et 90°C. Son principal handicap est sa
sensibilité au dioxyde de carbone (CO2).
La DMFC (Direct Methanol Fuel Cell) est proche du fonctionnement de la pile PEFC. La
température de fonctionnement est d’environ 70°C. L’anode est alimentée directement par un
mélange de méthanol et d’eau et l’électrolyte est une membrane polymère (ou électrolyte
liquide) qui transporte les protons H+ [35][37].
Dans les travaux de cette thèse on s’intéresse particulièrement à la pile SOFC. La pile
représente un avantage par rapport aux autres piles au niveau rendement et température de
fonctionnement. Le couplage SOFC permet à la fois une alimentation via l’hydrogène. La
haute température de la SOFC permet aussi la cogénération. Un tel couplage devrait permettre
d’augmenter considérablement le rendement global du système.
I.4.2.6 La pile à Oxydes Solides (SOFC)
La technologie SOFC est une technologie prometteuse ; elle est basée essentiellement sur
l’utilisation d’un électrolyte solide (ex. électrolyte en céramique) et d’une température élevée.
Par rapport aux piles à basse et à moyenne température, elle est potentiellement plus
intéressante par son rendement électrique élevé (50 % à 70 %), une moindre sensibilité au
type de combustible, le remplacement des métaux précieux aux électrodes par d'autres moins
chers, un reformage interne possible et l'utilisation de la chaleur produite (cogénération),
l'efficacité thermique peut atteindre 60% et 80% dans les applications de cogénération
[35][42].
I.4.2.6.1 Principe de fonctionnement
Une cellule SOFC se compose d’une anode, d’un électrolyte, d’une cathode et les
interconnexions. L’anode est alimentée en hydrogène ou en mélange de gaz (carburant) et la
cathode est alimentée par l’air (comburant). Le principe de fonctionnement de la SOFC est
base sur le mécanisme suivant : l’oxygène est dissocie a la cathode en O2-, puis le cation
migre a travers l’électrolyte conducteur ionique a haute température (a partir de 700°C) et va
se combiner a l’anode avec l’hydrogène pour former de l’eau et libérer des électrons qui
traversent un circuit électrique externe (Figure I-12)[43].
Figure I-12 : Schéma de principe d’une cellule SOFC
23
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
Les réactions chimiques présentes dans les sites catalytiques de l’anode et de la cathode sont
[35] :
Anode
Oxydation de l’hydrogène : H 2  O 2  H 2 O  2e 2
Réaction de gaz a l’eau : CO  H 2 O  H 2  CO2
(en mélange de gaz)
Équation I-13
Équation I-14
Cathode
Réduction de l’oxygène : O2  4e   2O 2
Réaction globale : H 2  1 O2  H 2 0
2
Équation I-15
Équation I-16
La réaction d’oxydation du CO en cas de mélange de gaz n’est pas prise en compte. On
considère que le CO entre uniquement dans la réaction du gaz à l’eau pour produire
l’hydrogène.
I.4.2.6.2 Les composants d’une cellule SOFC
A. Electrolyte
C’est un électrolyte solide qui caractérise la pile SOFC. Celui-ci doit être un bon conducteur
ionique pour les ions O2- et doit avoir de bonnes résistances chimique et mécanique.
L’électrolyte généralement utilise est compose de Zircone Yttriee (YSZ, yttria stabilized
zirconia) – (ZrO2)0.92(Y2O3)0.08 [28]. La zircone yttriee est très stable dans les milieux oxydant
et réducteur et présente une conductivité ionique aux alentours de 0.02 Scm-1 à 800°C et 0.1
Scm-1 à 1000°C. La conductivité ionique est assurée par la mobilité de l’oxygène a travers des
lacunes anioniques de la zircone yttriee [35]&[43-45].
B. Anode
Le matériau utilisé dans l’anode de la SOFC est un cermet de Nickel/ Zircone avec proportion
du nickel voisin de 50% et une porosité de l’ordre de 40%, il présente une bonne activité
catalytique. Le mélange (Nickel-YSZ) peut fonctionner à des températures basses proches de
500°C [44-45].
C. Cathode
Les matériaux de la cathode fonctionnent en conditions très oxydantes (air ou oxygène +
haute température), ce qui interdit l’emploi de matériaux classiques et oblige a l’utilisation de
matériaux nobles (oxydes semi-conducteurs, oxydes métalliques conducteurs). Le matériau le
plus utilise a la cathode est un manganite de lanthane dopée au strontium (La0.84Sr0.16MnO3)
[44-45].
24
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
D. Interconnexion
Les interconnexions dans la SOFC doivent jouer le rôle du collecteur de courant et aussi
assurer l’étanchéité. En raison de la température élevée de fonctionnement, les
interconnexions doivent avoir une bonne résistance en milieux oxydant et réducteur. On
utilise en général un métal à base de chrome [44-45].
I.4.2.6.3 Les grandes technologies de la SOFC
Actuellement, il existe quatre technologies de pile au niveau de la géométrie : tubulaire, plane
(classique et monolithique) et Sulzer Hexis, on s’intéresse dans notre étude à SOFC tubulaire.
A. Technologie tubulaire
La technologie a géométrie tubulaire a été développe essentiellement par le groupe
Westinghouse Electric Corp. et Mitsubishi Heavy Industries. Dans cette technologie, un
cylindre en céramique poreuse (environ 50% de porosité) ferme a une extrémité, de diamètre
15 a 20 mm et de longueur pouvant atteindre 1,5 m sert de support et est recouvert
extérieurement de couches successives (Manganite de Lanthane dope au Strontium
((La,Sr)MnO3) faisant office de cathode. L’anode est principalement du Nickel (bonne
activité catalytique et moins cher) et enfin, un dépôt de matériau stable dans les milieux
oxydant et réducteur, qui à une bonne conductivité électronique (LaCrO3) servant
d’interconnexions (Figure I-13). L’intérieur du tube support sert à la distribution d’air, tandis
que le combustible est amène par l’extérieur [46].
Figure I-13 : Cellule élémentaire tubulaire avec tube support en zircone stabilisée (SiemensWestinghouse) - La technologie cylindrique (air au centre, combustible à l’extérieur) [35]
La dégradation de performance est voisine de 0,2%/1000 heures pour une alimentation en air
et la montée en température est voisine de 200°C/heure, ce qui nécessite 5 heures pour un
démarrage. Le rendement de cette technologie atteint 60% (pile couplée à une turbine à gaz)
et la puissance est de l’ordre de quelques dizaines de kilowatts. L’inconvénient majeur de
cette technologie est le coût élevé de fabrication. Un des avantages de la technologie tubulaire
25
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
est la bonne étanchéité ce qui permet de réduire les contraintes mécaniques issues des
contraintes thermiques et améliorer ainsi la fiabilité [35][43][45].
B. Technologie plane classique
Cette technologie est plus récente et plus compacte comparée a la précédente. Elle présente
une meilleure puissance par unité de volume. Tous ses composants étant actifs (contrairement
a la technologie tubulaire ou certains composants, comme les supports de tube, ne sont pas
actifs), elle permet d’obtenir des blocs plus compacts conduisant aux améliorations suivantes :
abaissement de la masse, de l’encombrement, des pertes thermiques et donc montée plus
rapide en température. La difficulté de cette technologie réside dans la mise au point de
plaques d’interconnexion assurant a la fois une bonne conduction électrique, une bonne tenue
mécanique, une bonne tenue a la corrosion et une bonne étanchéité. La figure I.14 montre la
structure de cette Technologie [43]:
Figure 1-14 : Technologie plane classique [35]
C. Technologie plane monolithique
Cette technologie est une variante de la technologie plane. La surface active est augmentée
par repliement des supports d’électrode, ce qui offre une meilleure densité de puissance
(environ 4kW/dm3). Elle est présentée pour la première fois par Argone National Laboratory
en 1984. La figure I.15 montre la structure de cette technologie [43] :
Figure 1-15 : Technologie plane monolithique [35]
26
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
D. Technologie Sulzer Hexis
C’est une technologie développée par Sulzer3. Elle est à la fois plane et circulaire. La société
Sulzer à présente en 2001 une chaudière a gaz pour maison individuelle, qui délivre une
puissance de 1kW (électrique) et 3kW (thermique) [35].
Figure 1.16 : Technologie Sulzer [35]
I.4.2.7 Performances de la pile à combustible
I.3.2.7.1 Tension de la pile à combustible
La variation d’enthalpie de la réaction globale (équation I-7) se traduit par un dégagement de
chaleur lie à la variation d’entropie et par la variation de l’énergie libre de Gibbs (ΔG). Cette
dernière se calcule par la différence entre l’énergie libre de Gibbs des produits et l’énergie
libre de Gibbs des réactifs. La variation de l’énergie libre de Gibbs est alors donnée par
[35][47]:
1
G  G produit   Gréactifs  GH 2 0  GH 2   GO2 
2
Équation I-17
Comme tous les composants sont gazeux, la variation de l’énergie libre de Gibbs est fonction
de la température et de la pression :
1

2
 p H  p02
G  G0 T   RT ln  2
p H 2O







Équation I-18
Ou, ΔG0 est la variation de l’énergie libre de Gibbs dans les conditions standard de pression
(1 bar) et de température (25°C), T est la température de la pile en Kelvin, pO2 est la pression
partielle de l’oxygène a la cathode, pH2 et pH2O sont respectivement les pressions partielles de
l’hydrogène et de l’eau a l’anode et R est la constante des gaz parfait (8,3143 J.K-1.mol-1).
27
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
A chaque mole d’hydrogène, deux moles d’électrons passent par le circuit électrique extérieur
de la pile. La variation de l’énergie libre de Gibbs réversible correspond au travail électrique
fourni au circuit extérieur et est donnée par l’expression suivante :
W  G  2FE
Équation I-19
Ou, E est le potentiel réversible de la pile et F la constante de Faraday (= 96485 C). Le
potentiel réversible de Nernst est donné par l’expression suivante :
1

G0 T  RT  p H 2  p 022
G
E


ln
2F
2F
2 F  p H 2O







Équation I-20
Lorsque le courant est non nul, la tension de la pile sera inférieure à la tension E. Ceci est du
principalement aux sources d’irréversibilité ou aux surtensions : ohmique, de concentration et
d’activation. La tension de la pile est alors donnée par l’expression [48]-[49] :
U pile  N cell  ( E   ohm   con   act )
Équation I-21
Où, Ncell est le nombre de cellules, ηohm, ηcon et ηact sont respectivement les surtensions
ohmiques, les surtensions de concentration et les surtensions d’activation. Les différentes
surtensions seront détaillées dans le troisième chapitre.
I.4.2.7.2 Influence des paramètres
Les performances de la pile sont influencées par des paramètres de fonctionnement
(température, pression, composition de gaz, densité de courant) ainsi que par d’autres facteurs
(les impuretés de gaz et l’état de vieillissement de la pile). Ces paramètres influencent
directement la tension idéale de la pile et les surtensions.
A. Influence de la température
Lorsque la température de fonctionnement de la pile augmente, les surtensions ohmiques
diminuent et la densité de courant augmente. Des tests expérimentaux ont permis de donner la
corrélation suivante [50] :

VT mV   K T T2  T1 C   i mA / cm 2

Équation I-22
Où, KT est une constante calculée par corrélation des tests expérimentaux a différentes
températures et différentes densités de courant. D’après Companari et al [50], la constante KT
est égale à 0.008 entre 900°C et 1050°C avec une densité de courant de 180mA/cm² en
mélange de gaz. La figure 1.9 montre des résultats expérimentaux réalises sur le stack Rdesign4 (3 cellules – 50cm²). La constante K est égal à 0.003 entre 700°C et 800°C avec une
densité de courant de 300mA/cm².
28
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
Figure I-17 : Courbes de polarisation à différentes températures du stack R-design (H2/air)
B. Influence de la pression
Comme les autres piles, la pression influence directement les performances de la pile. Des
tests expérimentaux ont été réalisés par Siemens Westinghouse sur une cellule AES sur une
plage de pression [1 atm-15 atm] à une température de fonctionnement voisine de 1000°C.
Les résultats expérimentaux ont permis d’établir la corrélation suivante :
V P mV   59 log
P2
P1
Équation I-23
P1 et P2 sont les pressions de la cellule. Lorsque la pression de la cellule augmente de 1 atm à
3 atm, la tension de la cellule augmente de 28 mV. Pour certaines piles (Figure I-18),
l’augmentation de la pression provoque une détérioration des joints d’étanchéité et par
conséquent les performances de la pile diminuent.
Figure I-18 : Influence de la pression sur les performances de la cellule AES a 1000°C [51]
29
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
C. Influence de la composition de gaz cathodique
L’utilisation de l’oxygène pur au lieu de l’air ou un mélange d’oxygène avec d’autres gaz
change la pression partielle de l’oxygène a la cathode ce qui influence la tension de Nernst
ainsi que les surtensions de concentration. La différence entre la tension de la pile en oxygène
pur et en air augmente lorsque la densité de courant augmente. La Figure-19 montre
l’influence de la composition du gaz anodique sur les performances de la pile [52]. L’anode
est alimentée en mélange de gaz (67% H2, 22% CO2 et 11% H2O) à 1000°C.
La différence de tension entre les deux conditions de fonctionnement est donnée par :
Vcathode mV   K cathode log
P 
P 
O2 2
Équation I-24
O2 1
Avec (PO2)i la pression partielle d’oxygène dans le mélange i et Kcathode est une constante
obtenue expérimentalement (Kcathode=63[52] , Kcathode=92[50]).
Figure 1-19
D. Influence de la composition de gaz anodique
Les performances de la pile sont meilleures avec un mélange de gaz à plus forte fraction
molaire d’hydrogène (Figure 1-19). Lorsque la composition de gaz anodique passe d’un état 1
à l’état 2, la différence de tension entre les deux cas est calculée par l’équation I-19 :
Vanode mV   K anod
 PH 2


PH 2O 

2
log
 PH 2



P
H 2 O 1

Équation I-25
Kanode est une constante obtenue expérimentalement (Kanode=172[50] , Kanode=126 [35]).
30
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
I.4.2.8 Applications et considérations économiques
Trois type de structures de piles SOFC existent : tubulaire, plane et monolithique. La
technologie à géométrie tubulaire à été développée depuis plus de vingt ans aux Etats-Unis
par le groupe Westinghouse, repris par siemens pour devenir siemens westinghouse. Depuis
1998, ce groupe investi 200 millions d’euro sur cette technologie afin de proposer
commercialement en 2003 pour des générateurs de 25O kW de puissance à prix avoisinant les
1000 – 1500 euro le kWe. Ainsi leader incontesté des SOFC, il s’apprête à lancer sur le
marché une technologie à des prix compétitifs pour la génération de puissance de type
industriel. Un exemple d’application pourrait être l’assemblage de modules de 250 kW pour
réaliser, couplés à une usine de 3 MWe dont le rendement global atteindrait 70 – 75%.
Plusieurs protutypes ont été testé sur une longue durée. Le plus récent, un démonstrateur de
105 kWe installé à Nuon (Pays-Bas), a fourni un rendement global de 76% et fonctionné sans
incident pendant 4000 heures [43].
I.4.3 L’ELECTROLYSEUR
ELECTROLYSEUR D’EAU
-
PRODUCTION
DE
D’HYDROGENE
PAR
Nicolas et Carliste sont les premiers à produire de l’hydrogène et de l’oxygène par une un
électrolyse d’eau en 1800. En 1832 faraday établit les lois quantitatives de l’électrolyse.
Cependant, le premier électrolyseur n’est commercialisé qu’un siècle plus tard, en 1902 par la
société Oerlikon Engineering Company.
En 1939, le premier électrolyseur dédié à la production d’oxygène à la grande échelle
(production des gaz > 104 m3/h) est installé au Canada. Il est de technologie alcaline à plaques
monopolaires. En 1948, le fabricant Lurgi apport une innovation majeur en développant le
procédé d’électrolyse sous pression, ce qui permettait de s’affranchir d’une unité de
compression pour le stockage des gaz produits et de fonctionner à plus haute température. La
première installation de ce type est mise en place au Péro à Cuzco en 1958. Le tableau I-4 ci
dessous résume les caractéristiques de ces différents électrolyseurs [17].
Implantation
Fabricant
Année d’installation
Colombie
Britannique,
Canada
Nangal, inde
Assouan
Rjukan, Norvège
Cominco
1939
Production
d’hydrogène (Nm3/h)
17000
De Nora
Demag
Norsk
Hydro
Lurgi
1958
1960 /1977
1927/1965
26000
41000/21600
90000
1958
5000
Cuzco, Péro
Tableau I-4 : Principales installations d'hydrogène à forte capacité en service en 1975.
Depuis les années 60, le champ d’application de l’électrolyse s’est élargi, incitant les
industriels et la recherche à développer des technologies innovantes.
31
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
I.4.3.1 Principe général de l’électrolyse de l’eau
L’électrolyse de l’eau est une réaction électrochimique de décomposition de l’eau en
hydrogène et en oxygène. Elle est rendue possible par le passage d’un courant continu à
travers deux électrodes immergées dans un électrolyte liquide ou solide.
A. Tension de cellule
H 2 O  H 2  1 O2
2
Équation I-26
H 0 298 K   286 kJ / mol
G 0 298 K   273 kJ / mol
B. Tension réversible et tension thermoneutre
La tension minimale ou réversible Erev [53] d’une cellule d’électrolyseur correspond à
l’énergie libre ( G) nécessaire pour décomposer la molécule d’eau. Ces deux grandeurs sont
reliées par la formule suivante :
E rev 
G 0
nF
Équation I-27
Erev : voltage réversible pour électrolyser l’eau (V)
G : énergie libre de la réaction d’électrolyse (J/mol)
F : constante de Faraday ; F = 96487 C/mol
n : nombre d’électrons échangés lors de la réaction (ici n=2)
Erev = 1,23 V à 298K
La tension thermoneutre (Eth) correspond au fonctionnement isotherme de l’électrolyseur.
Cette tension ne dépend que faiblement de la température. Elle est donnée par la formule
suivante :
E rev 
H 0
nF
Équation I-28
Eth : tension thermoneutre (V)
H : enthalpie libre de la réaction d’électrolyse (J/mol)
F : constante de Faraday (C/mol)
n : nombre d’électrons échangés lors de la réaction
Eth = 1,48 V à 298K
32
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
On constate que deux types de fonctionnement sont possibles en fonction de la tension de
l’électrolyseur :
Erev < U < Eth : un apport extérieur de chaleur est nécessaire aux cellules d’électrolyse.
U > Eth : la chaleur est alors produite par la réaction.
I.4.3.2 Performances de l’électrolyseur
A. Tension pratique
Pratiquement, la tension d’électrolyse est toujours supérieure à la tension réversible à cause de
l’ensemble des irréversibilités présentes dans le procédé. La figure I-20 présente de manière
schématique l’ensemble de ces irréversibilités.
Figure I-20 : Irréversibilités présentes dans une cellule d'électrolyse [54].
O. Ulleberg propose de représenter la tension pratique d’un électrolyseur de la manière
suivante [54] :
U elec  ( Erev  R0 I  con   act )
Équation I-29
Avec :
Erev : tension réversible (V) ;
ηc : surtension cathodique (V) ;
ηa : surtension anodique (V) ;
Ro : résistance électronique et ionique de l’ensemble électrodes-membranes
électrolyte (Ω) ;
I : intensité de cellules (A).
Le détail de la tension de l’électrolyseur ainsi que les équations électrochimiques seront
présentés dans le chapitre de modélisation de l’électrolyseur (chapitre IV).
B. Effet de la température sur la tension d’électrolyse
Des études expérimentales menées sur l’électrolyse montrent que l’ensemble des
irréversibilités présentes dans une cellule d’électrolyse diminue lorsque la température de
fonctionnement de l’électrolyseur augmente. La résistance ionique, qui est prépondérante,
33
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
diminue alors, permettant de diminuer la tension pratique de l’électrolyseur et donc sa
consommation énergétique.
En outre les réactions comme l’oxydation de l’eau en oxygène nécessitant d’être catalysées en
raison de leur forte irréversibilité sont de même favorisées par un accroissement de la
température.
Figure I-21 : Influence de la température sur la tension de cellule d’un électrolyseur alcalin [55].
L’augmentation de température est limitée par la tenue des matériaux de l’électrolyseur. Au
delà d’une certaine température, il est nécessaire d’opérer l’électrolyse sous pression afin de
réduire les pertes d’eau par évaporation.
On peut observer sur cette figure la possibilité d’obtenir des rendements élevés, voire
supérieurs à 100 % (à faible intensité) dans le cas où la chaleur serait apportée à la réaction de
manière externe.
C. Effet de la pression sur la tension d’électrolyse
Bien que pour des raisons thermodynamiques, une augmentation de la pression tende à
augmenter la tension de l’électrolyseur et donc à diminuer son rendement énergétique (Figure
I-22), en pratique, l’influence de la pression sur la tension de cellule à densité de courant et
température constantes dépend de la technologie de l’électrolyseur.
Pour la technologie dite « zéro gap » (plaques bipolaires), on n’observe aucune influence de la
pression et ce, dans une large gamme.
Cette constatation pousse les industriels à développer des électrolyseurs à plaques bipolaires
dont la pression de fonctionnement est supérieure à 30 bar. Ils peuvent ainsi s’affranchir d’un
étage de compression, très énergivore, pour conditionner les gaz produits à 200 bar.
34
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
Figure I-22 : Influence de la pression sur la tension de cellule d’un électrolyseur alcalin à technologie ‘zéro
gap’ [55].
En revanche, pour les électrolyseurs à diaphragme, à haute pression, la taille des bulles de gaz
produites fait chuter la résistance de l’électrolyte et donc la tension d’électrolyse [55].
D. 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 I-23 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.
35
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
Figure I-23 : Influence de la pression et de l’intensité sur la pureté des gaz produits par électrolyse
alcaline [56].
I.4.3.3 Les différentes technologies d’électrolyseurs
Différentes technologies
Il existe trois technologies d’électrolyseurs schématisées Figure I-24 : la technologie alcaline,
la plus développée et la plus mature, la technologie à membrane, équivalente aux PEMFC et
la technologie à vapeur d’eau à haute température, équivalente aux SOFC.
Figure I-24 : Schéma de principe de fonctionnement des 3 types d’électrolyseurs : alcalin, à membrane et
à vapeur d’eau [56].
La Figure I-25 compare les caractéristiques électriques des trois technologies [56]. Les
électrolyseurs alcalins « améliorés », utilisant entre autre, une nouvelle géométrie des cellules
appelée « zero-gap », ont des performances comparables aux électrolyseurs à membrane. Ces
derniers commencent actuellement à être commercialisés [57] [58]. Les électrolyseurs haute
température ont une tension par cellule plus basse que les autres technologies (l’énergie de
dissociation de la vapeur d’eau est plus faible que celle de l’eau) mais la densité de courant
maximale atteinte est faible. De plus, le développement de cette technologie rencontre des
problèmes de matériaux et de fabrication. Il n’existe que des prototypes.
36
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
Figure I-25 : Compare les caractéristiques électriques des trois technologies [56]
Les électrolyseurs alcalins sont actuellement les plus utilisés. Les performances de cette
technologie se sont beaucoup améliorées par :
 Changement de la géométrie et de la configuration des cellules (plaques bipolaires,
appelées « zéro gap ») permettant une diminution des pertes ohmiques et une
augmentation de la densité volumique de puissance,
 Augmentation de la température entraînant une augmentation de la conductivité de
l’électrolyte et une diminution des surtensions aux électrodes,
 Développement de nouveaux catalyseurs diminuant aussi les surtensions,
 Augmentation de la pression permettant d’augmenter la conductivité de l’électrolyte.
I.4.3.3.1 Electrolyseurs alcalins
A. Principe
L’électrolyse alcaline est la technologie la plus répandue pour la production d’hydrogène
électrolytique mais également pour la production de nombreux composés chimiques dont le
chlore. Elle bénéficie ainsi d’une très grande maturité industrielle.
+
-
2e1/2O2
H2
Électrolyte
2OH-
Anode
Diaphragme
Cathode
Figure I-26 : Principe de l'électrolyse Alcaline.
37
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
Dans un électrolyseur à technologie alcaline (Figure I-26), l’électrolyte est une solution
aqueuse d’hydroxyde de potassium (KOH). La conduction ionique est alors assurée par les
ions hydroxyde (OH-) et potassium (K+). Les réactions anodiques et cathodiques sont décrites
ci dessous :
à l’anode : 2OH   1 O2  H 2 0  2e 
2
Équation I-30
à la cathode : 2 H 2 0  2e   H 2  2OH 
Équation I-31
A. Les matériaux
L’anode est généralement en nickel ou en acier doux. Un dépôt surfacique catalytique est
utilisé pour réduire les surtensions cathodiques. Il est constitué d’alliages de Nickel (NickelSoufre, Nickel de Raney, Nickel-Zinc) ou d’oxydes métalliques (alliages de Fer, Cobalt et
Tungstène). En 2002, de nombreuses recherches ont encore lieu pour développer de nouveaux
alliages de Nickel. Les alliages associés aux métaux de transition tels que : Al, Zn, Fe, Co, Cr
et Mo sont présentés comme les plus prometteurs.
La cathode est en acier nickelé ou en nickel massif. Le dépôt catalytique est un alliage Ni-Co
avec une structure spinelle [59].
Le diaphragme apparaît comme un élément clé des électrolyseurs alcalins au même titre que
les électrodes. Jusqu’au milieu des années 90, le matériau le plus utilisé pour constituer le
diaphragme est l’amiante. Les problèmes de santé relatifs à l’amiante ont conduit au
développement de matériaux de substitution. La Zircone était proposée mais non compatible
avec une utilisation industrielle en raison de son coût élevé. Aujourd’hui, le matériau de base
des diaphragmes semble être le nickel, sous formes d’oxydes.
On peut également noter l’emploi de membranes alcalines telles que IMET® (Inorganic
Membrane Electrolysis Technology) proposées par "Hydrogen Systems". La pression
d’utilisation de tels systèmes est de 4 à 30 bar pour une consommation spécifique de 4,2
kWh/Nm3. Les débits d’hydrogène sont dans la gamme 1 à 60 Nm3/h [17].
L’électrolyte est généralement constitué d’une solution aqueuse d’hydroxyde de potassium
(KOH). Sa concentration massique est déterminée afin que l’électrolyte présente une
conductivité maximale à la température de fonctionnement de l’électrolyseur. On peut ainsi
noter les concentrations typiques suivantes :



25% en masse pour une température de 80 à 90°C ;
30-35% à 120°C ;
40% à 160°C.
B. Caractéristiques de fonctionnement
Actuellement, les électrolyseurs à technologie alcaline commercialement disponibles ont des
températures de fonctionnement comprises entre 80 et 90 °C. Pour des températures de
fonctionnement supérieures, on parle d’électrolyse alcaline dite avancée. Dans les années 90,
la technologie alcaline dite avancée avait une température de fonctionnement d’au plus
38
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
180°C. Au-delà, la tenue mécanique et chimique des matériaux n’est pas suffisante [54]. Il
faut également noter que de tels niveaux de températures en technologie alcaline avancée
nécessitent un fonctionnement sous pression. Cette technologie n’a véritablement pas pu être
développée commercialement notamment à cause de la mauvaise tenue des matériaux à ce
niveau de température.
La pression de fonctionnement de la plupart des électrolyseurs industriels à technologie
alcaline s’échelonne de 1 jusqu’à environ 30 bar (absolus). Une unité de compression est ainsi
nécessaire en sortie d’électrolyseur si l’on veut stocker l’hydrogène produit à plus haute
pression. Un fonctionnement à une pression plus élevée permettrait de s’affranchir de cet
organe de compression. Des recherches sont actuellement en cours pour optimiser la filière de
production d’hydrogène électrolytique (optimisation des électrolyseurs notamment en
technologie alcaline ; adaptation des auxiliaires à la technologie ; stockage à haute pression de
l’hydrogène produit ; stockage de l’oxygène produit). Le développement d’électrolyseurs à
technologie alcaline fonctionnant sous pression (30 bar) est actuellement mené par MTU
Friedrickshafe GmbH. Cette étude devra conduire d’ici septembre 2006 à un prototype d’une
puissance de l’ordre du MW et avec un objectif de prix inférieur à 500 €/kW installé [60].
Finalement, les électrolyseurs à technologie alcaline présentent une gamme de puissance
allant du kW au MW. Les températures de fonctionnement sont généralement incluses dans
l’intervalle 80- 90°C pour des pressions inférieures à 30 bar. Les rendements énergétiques de
tels électrolyseurs sont de l’ordre de 75 à 90 %, pour une durée de vie supérieure à 80 000
heures de fonctionnement, pouvant même aller jusqu’à 160 000 heures (soit environ 18 ans)
[17].
I.4.4 CONVERTISSEURS
Dans un SEH, des convertisseurs sont utilisés pour charger des batteries de stockage et pour
transformer le CC en CA et vice-versa. Trois types de convertisseurs sont souvent rencontrés
dans les SEH : les redresseurs, les onduleurs et les hacheurs.
Les redresseurs réalisent la conversion CA/CC. Dans le SEH, ils sont souvent utilisés pour
charger des batteries à partir d’une source à CA. Ce sont des appareils relativement simples,
pas chers et à bon rendement. Les onduleurs convertissent le CC en CA. Ils peuvent
fonctionner en autonome pour alimenter des charges à CA ou en parallèle avec des sources à
CA.
Les onduleurs sont autonomes lorsqu’ils imposent leur propre fréquence à la charge.
L’onduleur non autonome exige la présence d’une source à CA pour fonctionner. Il y a aussi
des onduleurs qui peuvent assurer les deux régimes de fonctionnement : autonome ou en
parallèle avec un autre générateur. Ceux-ci sont les plus flexibles, mais sont aussi les plus
chers. Parfois, les fonctions de redresseur et d’onduleur sont réalisées par un seul appareil.
Les hacheurs, le troisième type de convertisseurs, permettent de réaliser la conversion CC/CC,
par exemple, pour adapter la tension entre deux sources.
39
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
I.4.5 CHARGES
Les charges électriques rendent utile la puissance électrique. Il existe des charges à caractère
résistif et inductif. Les charges résistives incluent les ampoules à incandescence, les chauffeeau etc. Les appareils utilisant des machines électriques sont des charges résistives et
inductives. Elles sont les principaux consommateurs de puissance réactive. Les charges à CC
peuvent avoir aussi des composants inductifs, mais les seuls effets introduits par ceux-ci sont
les variations transitoires de tension et courant pendant les changements dans le
fonctionnement du système.
I.4.6 CONFIGURATION ELECTRIQUE DES SEH
Les générateurs électriques d’un SEH peuvent être connectés en différentes configurations.
Deux configurations s’imposent parmi les systèmes d’énergie hybrides constitués par des
sources d’énergie renouvelable, des batteries et des générateurs diesels : architecture à bus CC
et architecture mixte à bus CC-CA.
I.4.6.1 Architecture à bus à CC
Dans le système hybride présenté dans la Figure I-27, la puissance fournie par chaque source
est centralisée sur un bus à CC. Ainsi, les systèmes de conversion d’énergie à CA fournissent
d’abord leur puissance à un redresseur pour être convertie en CC [61]. L’onduleur doit
alimenter les charges à CA à partir du bus à CC et doit suivre la consigne fixée pour
l’amplitude et la fréquence. Les batteries et l’onduleur sont dimensionnés pour alimenter des
pics de charge. Les avantages et les désavantages d’un tel système sont présentés ci-après.
Avantage :

La connexion de toutes les sources sur un bus à CC simplifie le système de
commande.
Désavantage :

Le rendement de l’ensemble du système est faible, parce qu’une certaine quantité
d’énergie est perdue à cause des batteries et des pertes dans les convertisseurs.
Source d’énergie
renouvelable
Système
stockage
de
=
~
Charge CC
Figure I-27 : Configuration du SEH à bus CC
40
Charge
CA
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
I.4.6.2 Architecture mixte à bus à CC/CA
La configuration à deux bus, à CC et à CA, est présentée dans la Figure I-28. Celle-ci a des
performances supérieures par rapport à la configuration antérieure. Dans cette configuration,
les sources d’énergie renouvelable peuvent alimenter une partie de la charge à CA
directement, ce qui permet d’augmenter le rendement du système. Les convertisseurs situés
entre les deux bus (le redresseur et l’onduleur) peuvent être remplacés par un convertisseur
bidirectionnel, qui, en fonctionnement normal, réalise la conversion CC/CA (fonctionnement
onduleur). Quand il y a un surplus d’énergie de la part du générateur renouvelables, il peut
aussi charger les batteries (fonctionner en redresseur) [61-62].
Générateurs à
CC Sources
d’énergie
Renouvelable
=
~
Générateurs à
CA Sources
d’énergie
Renouvelable
=
Système de
Stockage
~
=
Charges
CC
~
Charges
CA
Figure I-28 : Configuration du SEH à deux bus à CC et à CA
I.4.7 SYSTEMES DE STOCKAGE
Le stockage d’énergie est souvent utilisé dans les petits systèmes hybrides à fin de pouvoir
alimenter la charge pour une durée relativement longue (des heures ou même des jours). Il est
parfois aussi utilisé avec les SEH connectés à des grands réseaux de courant alternatif isolés.
Le stockage d’énergie est généralement réalisé grâce aux batteries. Les batteries sont,
d’habitude, du type plomb – acide. Les batteries nickel – cadmium sont rarement utilisées. Il y
a d’autres formes de stockage via l’hydrogène.
L'hydrogène alimente les piles à combustible. Il possède un grand pouvoir énergétique
gravimétrique (120 MJ/kg) en comparaison au pétrole (45 MJ/kg), au méthanol (20 MJ/kg) et
au gaz naturel (50 MJ/kg). Cependant, il est aussi le gaz le plus léger [17].
I.4.7.1 Le stockage de l’hydrogène
Il existe
stockage
satisfont
stockage
de multiples modes de stockage de l'hydrogène. Si les deux premiers modes de
(comprimé et liquéfié) sont actuellement les plus utilisés, leurs performances ne
pas totalement aux critères techniques qui définissent aujourd’hui le marché du
d’H2. D’autres modes sont donc étudiés. L'évaluation des performances se fait
41
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
surtout au niveau des densités volumétriques et gravimétriques (de l'hydrogène et de son
dispositif de stockage) et des conditions générales de stockage et de déstockage de
l'hydrogène (efficacité, vitesse, dispositif auxiliaire). Enfin, les critères de sécurité et de coût
sont souvent déterminants pour convenir de la viabilité du mode de stockage.
Parmi les différents modes de stockage, il existe :


des procédés physiques comme la compression, la liquéfaction ou l’adsorption sur des
matériaux carbonés (charbons actifs, nanofibres et nanotubes de carbone) ;
des procédés chimiques (NaBH4, hydrures métalliques, fullerènes, NH3, méthanol).
I.4.7.1.1 Les procédés physiques
A. La compression
Le stockage sous forme comprimée est l'un des plus utilisés actuellement (Air liquide, Linde
Gas, Air Product) : la pression varie entre 200-350 et 700 bar pour les pressions de stockage
les plus élevées.
La compression adiabatique à plusieurs étages avec un refroidissement entre chaque étage est
généralement effectuée. Lors d'un remplissage rapide, on assiste à une augmentation de
température. On peut évaluer à 10% du PCI de l’hydrogène l'énergie nécessaire pour
comprimer ce gaz de 1 à 700 bar.
L’hydrogène peut être stocké dans des bouteilles de 10 litres jusqu'à des réservoirs de 10000
m3. Les bouteilles commercialisées actuellement (50 litres) permettent un stockage jusqu’à
350 bar. Il existe des réservoirs ronds ou cylindriques. Le réservoir est fait d’alliages
métalliques très résistants à la corrosion. Pour réduire davantage le poids, on tente d'introduire
des polymères et des fibres de carbone dans la structure.
Les principaux inconvénients dont souffre cette technique sont :


sa faible densité volumétrique,
pour le stockage à hautes pressions, l'adaptation des auxiliaires : valves, capteurs,
détendeurs.
On peut aussi stocker l’hydrogène sous terre sous forme comprimée. De même que pour le
gaz naturel, les aquifères ou les cavernes apparaissant suite à la place libérée sur les gisements
de sel gemme (salt cavern) peuvent et sont déjà utilisés. En Allemagne, la ville de Kiel stocke
du gaz de ville depuis 1971, en France, GdF stocke un mélange de gaz naturel riche en
hydrogène et au Royaume Uni, la société ICI (Imperial Chemical Industries) le stocke dans
les mines de sel. Cette méthode n'est intéressante que pour les quantités importantes
d'hydrogène [62-63].
B. Liquéfaction
Dans cette méthode, l'hydrogène est stocké sous forme liquide à -253°C. Le réservoir a
souvent deux parois séparées par un espace pour éviter les pertes thermiques par convection.
Cet espace peut être sous vide, ou bien constitué de matériaux super-isolants ou enfin rempl
d'air liquide (Linde Gas). Le réservoir est généralement en acier mais des matériaux
42
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
composites sont développés afin de l’alléger. On atteint des densités énergétiques de 22
MJ/kg (rapporté au réservoir).
Au vu de la faible température, les pertes thermiques sont inévitables de même que
l'évaporation d'une partie de l'hydrogène (phénomène de boil off). Néanmoins, les progrès
techniques ont permis d'amener ce boil off à 1% d'évaporation/jour. Malgré tout, ce procédé
reste très gourmand en énergie, puisque le coût énergétique de la liquéfaction de l’hydrogène
est estimé à 30% de son pouvoir calorifique inférieur [62-63].
C. Adsorption sur des matériaux carbonés
Le stockage de l'hydrogène dans du charbon actif est connu depuis longtemps. Le remplissage
se fait par adsorption. A température et pression ambiante, on atteint des densités énergétiques
de 0,5 % massique, mais à très basse température (-186°C) et haute pression (60 bar), on peut
atteindre des densités de 8% massique. Plus récemment, on a découvert des méthodes de
stockage dans les nanofibres et dans les nanotubes en carbone dont l’efficacité reste encore à
prouver. Le stockage dans les nanotubes et dans les nanofibres de carbone repose sur le
principe suivant : un gaz peut être adsorbé en surface d'un solide où il est retenu par les forces
de Van der Waals. Des travaux ont prouvé que les nanotubes et les nanofibres de carbone ont
des propriétés intéressantes d'adsorption.
Ce mode de stockage reste à l'état de recherche, notamment pour améliorer les performances
grâce à l'utilisation de dopants et à l'amélioration de la fabrication de masse [17][62-63].
I.4.7.1.2 Les procédés chimiques
A. Les hydrures
Certains éléments ont la propriété de former des liaisons (covalentes ou ioniques) avec
l’hydrogène, permettant ainsi son stockage puisque le phénomène est réversible sous certaines
conditions opératoires. Il s'agit par exemple du Palladium Pd, du Magnésium Mg, de ZrMn2,
Mg2Ni ou d'alliages comme FeTiH, LaNiH6, Mg-Mg2Ni. Il existe deux classes d'hydrures :
les hydrures hauts et basse température.
Le stockage s'effectue à haute pression avec évacuation de chaleur. La pression de
dissociation est fonction de la température : pour des températures entre 0 et 100°C, les
pressions se situent entre 2 et 10 bar, mais elles atteignent 30 à 50 bar avec des températures
plus élevées. Le déstockage a lieu à basse pression avec apport de chaleur. La densité
d’énergie massique est faible pour les hydrures basse température : 1,5 MJ/kg (elle est plus
intéressante d’un point de vue volumique : environ 3,5 MJ/l) ; elle augmente cependant pour
les hydrures haute température : 4 MJ/kg (3,5% massique). Ovonics avance même des chiffres
autour de 8 MJ/kg (7% massique).
Le principal avantage de cette méthode réside dans le fait que l’hydrogène est stocké à l’état
atomique, ce qui réduit considérablement les problèmes de sécurité liés à l’hydrogène gazeux.
Mais les densités énergétiques sont encore limitées, la cinétique de remplissage est encore très
lente et le coût de certains hydrures est encore trop élevé. Un système de 30 Nm3 (90 kWh)
coûte entre 80 et 280 € / kWh pour une masse de 230 à 420 kg et un volume de 60 à 90 litres
[17][62-63].
43
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
B. NaBH4 : Hydrogen on demand™
Cette méthode de stockage est celle mise au point par ‘Millenium Cell’, qui envisage ce type
de stockage pour des applications portables, stationnaires et automobiles. Déjà PSA avec son
prototype ‘H2O’ et Ford avec l’ ‘Explorer’ et la ‘Crown Victoria’ utilisent cette méthode de
stockage. Ford étudie la faisabilité du projet visant une autonomie de 300 miles avec un plein
de 35 gallons de mélange au lieu de 50 gallons [17].
Le procédé est fondé sur la réaction entre le borohydrure de sodium NaBH4 et l'eau qui
produit de l'hydrogène et du borate de sodium NaBO2. Elle nécessite la présence d'un
catalyseur qui peut être à base de cobalt ou de ruthénium.
Ce procédé permet l'utilisation d'un fluide non toxique, non inflammable, facilement
manipulable qui peut être utilisé dans les applications automobiles et stationnaires ; il peut
d'ailleurs être stocké dans des réservoirs traditionnels. Cette technologie offre aussi l'avantage
d'être à température ambiante et faible pression et surtout de produire un hydrogène
totalement pur de CO et autres impuretés.
Des challenges technologiques doivent encore être relevés. Des émissions spontanées
d'hydrogène sont à éviter, des catalyseurs moins coûteux que le ruthénium doivent être
développés (le cobalt requiert une température plus élevée). Enfin, le recyclage du NaBO2
doit être envisagé [17][62-63].
I.5 DIMENSIONNEMENT DES SEH
La conception des SEH exige la sélection et le dimensionnement de la combinaison la plus
appropriée des sources d’énergie, des convertisseurs et du système de stockage, ainsi que
l’implémentation d’une stratégie de fonctionnement efficace. De plus, pour obtenir un taux de
pénétration important des sources d’énergie renouvelable, sans la dégradation de la qualité de
l’énergie fournie, une étude de dimensionnement du système hybride s’impose.
Les logiciels de dimensionnement sont des outils indispensables pour l’analyse et la
comparaison des différentes combinaisons possibles des sources utilisées dans les SEH. Les
principaux facteurs du dimensionnement sont :





Les conditions environnementales du site (vitesse du vent, éclairement énergétique,
température, humidité) ;
Le profil de charge ;
Les préférences et les demandes du client ;
Les ressources financières ;
La disponibilité de la technologie et le support technique.
44
Chapitre I. Système Hybride d’Énergie SHE : PV-H2-PAC
I.6 PROBLEMES RENCONTRES DANS LE FONCTIONNEMENT DES SEH
Les systèmes d’énergie en site isolé rencontrent en général les mêmes problèmes que les
réseaux faibles. Ces difficultés, qui ne se présentent pas dans les grands réseaux
interconnectés, sont en général causées par :
1. Les variations de l’énergie d’origine renouvelable (indépendamment de la charge),
2. Le manque de connaissances dans le domaine de la qualité de l’énergie en réseau
faible.
Compte tenu de la nature stochastique des sources d’énergie renouvelable, la difficulté
principale des SEH comportant ce type de sources est de pouvoir produire à chaque instant
l’énergie demandée par la charge. Le moyen le plus simple d’éviter une augmentation du
risque de ne pas satisfaire complètement la charge est de faire fonctionner les sources
d’énergie renouvelable en parallèle, de façon continue.
I.7 CONCLUSION
Une brève description des SEH a été réalisée dans ce chapitre. Dans ce contexte, les
principales notions liées à la technologie utilisée dans les SEH ont été données. Notre travail
portant sur un SEH composé des panneaux photovoltaïques, une pile à combustible et un
électrolyseur et de stockage. Une attention particulière a été consacrée l’étude de performance
de ces composantes.
Les différents types d’architectures existants, les outils de dimensionnement, ainsi que les
problèmes et les stratégies de commande habituelles des SEH ont également été présentés.
45
Chapitre II. Dimensionnement d’un système d’Hybride d’Énergie : PV-H2-PAC
Dimensionnement
d’un
système
d’Hybride d’Énergie : PV-H2-PAC
II.2 INTRODUCTION
Dans la plupart des régions isolées, le générateur photovoltaïque est la source
principale d’énergie électrique. Pour ces régions, le prix d’extension du réseau électrique est
prohibitif et le prix du combustible augmente radicalement avec l’isolement. La baisse
continue des prix des générateurs basés sur l’énergie renouvelable et la fiabilité croissante de
ces systèmes ont mené à une plus grande utilisation des sources d'énergie renouvelable pour la
génération d’énergie électrique dans les régions isolées.
Une des propriétés qui limite l’utilisation de l’énergie renouvelable est liée à la variabilité des
ressources. Les fluctuations de la charge selon les périodes annuelles ou journalières ne sont
pas forcément corrélées avec les ressources. Pour les régions isolées, la solution à retenir est
certainement le couplage entre plusieurs sources, par exemple des éoliennes, des panneaux
photovoltaïque et de la pile à combustible.
Nous décrivons dans la première partie les différentes études réalisées sur les systèmes PV H2, utilisant l’hydrogène pour le stockage saisonnier. La deuxième partie de ce chapitre décrit
la conception du système PV-H2, du dimensionnement de l’installation à la description des
paramètres de composants les plus adaptés à notre application. Nous décrivons une solution
technologique permettant d’exploiter les ressources renouvelables en site isolé, ainsi que les
moyens de dimensionnement du PV-H2.
46
Chapitre II. Dimensionnement d’un système d’Hybride d’Énergie : PV-H2-PAC
II.2 SYSTEMES AUTONOMES D’ENERGIE HYBRIDE PV-H2 EXISTANT
Les systèmes d’énergie hybride de faible puissance, basés sur un générateur renouvelable
photovoltaïque et une pile à combustible via un système de stockage par l’hydrogène sont
étudiés par différentes laboratoire de recherche, le premier projet est réalisé en 1986
(Allemagne Solar Wasserstoff Bayern) par Compagnie d’électricité SWB, Bayernwerk,
BMW, Linde et Siemens, Neunburg Vorm Wald, de puissance (370 kWc), projet HYSOLAR
par DLR, Stuttgart, Allemagne de puissance maximale 350 kWc , et le projet PHOEBUS en
1993 par Forschungszentrum Jülich GmbH, Jülich, Allemagne [10]. Certaines études ont
évalué les rendements de conversion et déterminé les problèmes techniques des appareils
électrochimiques. D’autres études se sont concentrées sur l’optimisation des systèmes en
terme de dimensionnement et de stratégie de contrôle. L’évaluation technique des projets
réalisés au cours des dernières années montrent que, la possibilité technique de produire de
l’hydrogène solaire et d’utiliser l’hydrogène pour alimenter une charge variable.
II.2.1 Description technique
Les électrolyseurs utilisés sont de technologie alcaline ou à membrane. Les pressions de
fonctionnement sont comprises entre 1 et 30 bar. Les gaz sont stockés avec ou sans
compression supplémentaire dans des bouteilles ou des containers, parfois dans des stockages
d’hydrure permettant d’augmenter la densité volumique. Certaines installations (PHOEBUS)
stockent l’oxygène produit par l’électrolyseur. Les piles à combustibles utilisées sont de
différentes technologies : alcalin, acide, phosphorique et PEM [10].
II.2.2 Rendement et résultant du système
A. Système complet
Le rendement électrique du système complet est le rapport entre l’énergie consommée par
l’utilisateur et l’énergie fournie par les générateurs. Il est évalué entre 44 % à 65 % dans un
système PHOEBUS optimisé [10][64].
B. Système de stockage par l’hydrogène
Le rendement du système de stockage par l’hydrogène est le rapport de l’énergie produite par
la pile à combustible sur l’énergie consommée par l’électrolyseur.
Dans le projet PHOEBUS, le système de stockage par l’hydrogène a un rendement de 3 %
mais cette faible performance est liée à l’unité de stockage des gaz, notamment au
compresseur (importantes fuites et faible rendement). En ne prenant en compte que les
composants électrochimiques, le rendement est de 35 % [10]. Au cours de l’étude réalisée à
Oldenburg, l’auteur annonce qu’un système optimisé pourrait atteindre 42 % [64]. Ce système
peut encore être amélioré et atteindre 50 % en éliminant les éléments de compression des gaz.
L’optimisation des systèmes est réalisée principalement grâce à la diminution de la
consommation intrinsèque des périphériques des composants électrochimiques.
47
Chapitre II. Dimensionnement d’un système d’Hybride d’Énergie : PV-H2-PAC
C. Couplage PV-EL : production d’hydrogène solaire
Ce couplage a été étudié particulièrement dès l’émergence de ces systèmes. Le rendement de
la conversion solaire en hydrogène est de l’ordre de 6-7 % (INTA : 7 % ; SSHP : 6,2 %). Les
pertes sont au niveau des PV essentiellement (90 %), du système électrolyseur (30 %) et du
couplage (5 %) [64].
D. Réponse transitoire
Le temps de réponse des composants et leur aptitude à un fonctionnement variable sont
essentiels pour ces systèmes. En effet, l’ensoleillement est une source variable et la charge
peut avoir des évolutions importantes et instantanées. Pour avoir un réseau électrique de
bonne qualité, la pile à combustible doit être capable de répondre à une variation brusque de
charge. De même, afin de stocker la majorité de l’excédent solaire, l’électrolyseur doit
convertir une puissance électrique variable.
Un électrolyseur accepte parfaitement les fortes variations d’un générateur solaire (toutes les
études l’ont montré). Un article sur un électrolyseur alcalin fonctionnant à 30 bar développé
par ELWATEC [65], montre tout de même un délai de réponse de l’ordre de 40 s lié à des
contraintes de fonctionnement de température et de différence de pression autour de la
membrane.
Une pile à combustible PEMFC en fonctionnement peut répondre à une variation brusque en
moins de 50 µs [66] (annoncé par les constructeurs à 1 µs). Par contre, si la pile est arrêtée, il
faut compter en plus le temps de démarrage (de l’ordre de 12 s pour la pile Ballard NEXA de
1,2 kW, essais réalisés au laboratoire). Dans le projet SWB, la pile alcaline répond à une
charge variable avec un délai de l’ordre de 100 ms. Dans les systèmes Solaire-Hydrogène, les
batteries permettent de compenser ces différents temps de réponse des composants.
II.2.3 Principaux problèmes rencontrés
Leurs systèmes ont tous vécu de nombreux arrêts causés par des défaillances des composants
ou de leurs auxiliaires. Les problèmes mentionnés dans la littérature sont [64] :
1. Fragilité des auxiliaires: pompe à électrolyte (potasse), instrumentations, compresseur d’air,
unité de purification de l’eau, électrovannes…
2. Consommation des auxiliaires: de l’ordre de 5 à 10 % de la puissance convertie selon
l’optimisation. Au cours du projet réalisé à Oldenburg, la consommation intrinsèque à vide
remet en question l’intérêt du système de stockage par l’hydrogène.
3. Fiabilité limitée des piles PEM: rupture de membranes, problèmes d’évacuation d’eau,
corrosion, problèmes de démarrage à froid, problèmes consécutifs à des arrêts prolongés de la
pile.
4. Sécurité trop importante de fonctionnement des composants électrochimiques entraînant
des arrêts inutiles des systèmes. Les périphériques nécessaires au fonctionnement des
appareils électrochimiques sont le point faible à la fois en terme de complexité, de fiabilité, de
durabilité et de rendement global. Les différents projets ont prouvé la sécurité des
installations. Des mesures de sécurité sont impératives notamment celles liées à l’utilisation
de l’hydrogène.
48
Chapitre II. Dimensionnement d’un système d’Hybride d’Énergie : PV-H2-PAC
II.3 ARCHITECTURE DES SYSTEMES
Architecture générale d’un système hybride d’énergie PV-FC est présenté dans figure II-1,
Dans tout système électrique, les divers appareils qui le compose sont généralement raccordés
à un réseau. Le type de réseau (continu ou alternatif) dépend de sa taille et de l’application
choisie. Dans le cas du système isolé de petite taille, l’architecture avec réseau ou ‘bus’
continu DC peut être utilisée. Tous les composants y sont connectés selon la figure suivante.
Les pertes dans le réseau sont limitées du fait même de sa taille. De plus, ce type
d’architecture permet de limiter les pertes dues aux onduleurs, dont la présence est inévitable
dans le cas du réseau alternatif AC. Ici, seul l‘utilisateur est relié au bus via un onduleur. Les
composants du stockage ainsi que le champ PV sont connectés au bus via des convertisseurs
DC/DC qui présentent un meilleur rendement que celui d’un onduleur (voir paragraphe
suivant).
Générateur
photovoltaïque
PV – 5kW
Charge
Onduleur DC/AC
Convertisseur
DC/DC
=
~
=
=
=
=
=
=
Batterie
Electrolyseur 5kW
Pile à combustible 5kW
Stockage
O2 / Air
H2
Figure II -1 : Architecture des systèmes étudiés et les différents types de stockage.
49
Chapitre II. Dimensionnement d’un système d’Hybride d’Énergie : PV-H2-PAC
Nous avons donc étudié un système qui diffère par le type de stockage utilisé. Ils sont tous
composés :






d’un générateur photovoltaïque comme source principale d’énergie;
une pile à combustible de haute température ;
d’une charge simulant la consommation de l’utilisateur final;
d’un bus continu ;
de convertisseurs permettant d’ajuster les tensions à celle du bus continu ;
d’une unité de stockage d’énergie qui peut être constituée :
 batterie de sécurité (stockage électrique)
 système de génération et stockage électrochimique
Tous les composants du système exceptées les batteries sont connectés à un bus continu via
des convertisseurs (DC/DC pour le stockage d’énergie ou le champ PV et DC/AC pour la
charge).
Dans le cas de l’utilisation de PV-H2 comme stockage unique, nous faisons l’hypothèse de la
présence d’un stockage batteries de très faible capacité permettant d’assurer le maintien de la
tension du bus.
II.4 CHOIX DU SYSTEME DE STOCKAGE PAR L’HYDROGENE
Le choix du système était essentiel en terme de rendements et de prix. Des conseils sont
formulés pour le choix des composants électrochimiques et pour l’architecture du système
complet.
A. Electrolyseur
Les électrolyseurs alcalins ont de très bonnes performances au niveau des cellules (rendement
potentiel : 80 %, rendement faradique : 99 %) mais le périphérique nécessaire induit une forte
consommation intrinsèque. Les électrolyseurs à membrane ont de mauvaises performances de
cellules (rendement potentiel : 70 %, rendement faradique : 90 %). Par contre, leur contrôle
est plus simple. Les durées de vie annoncées sont équivalentes pour les deux technologies (25
ans pour l’électrolyseur alcalin et 150 000 h pour le PEM) [17]. La technologie alcaline nous
semble préférable car l’optimisation du périphérique permettra d’obtenir les meilleurs
rendements globaux. Il est préférable d’utiliser un électrolyseur haute pression afin d’éviter
l’utilisation d’un compresseur énergivore pour réduire la taille de l’unité de stockage de gaz.
B. Pile à combustible
Les piles à combustibles type PEM est conseillé dans les systèmes stationnaires de génération
d’énergie. Or le rendement annoncé par les projets est faible, pour améliorer ce dernier, il est
préférable d’utiliser une pile à combustible à haute température. La pile à combustible SOFC
est conseillée pour application stationnaire.
50
Chapitre II. Dimensionnement d’un système d’Hybride d’Énergie : PV-H2-PAC
II.5 ARCHITECTURE DU SYSTEME COMPLET
Dans un système hybride d’énergie, trois paramètres doivent être étudiés minutieusement
pour optimiser le système :

Le dimensionnement du système permet de définir la puissance des composants et la
taille du stockage afin de répondre à la demande électrique.

Le choix de l’architecture électrique est très important en terme de rendement.

Enfin, une bonne stratégie de gestion d’énergie au sein du système permet une
utilisation rationnelle des différents composants.
II.6 DIMENSIONNEMENT ET OPTIMISATION DU SYSTEME
Les lois de dimensionnement permettent de déterminer la puissance de chaque composant et
la capacité des unités de stockage. Dans les systèmes PV-H2, le dimensionnement permet
aussi d’utiliser au maximum le stockage saisonnier de haut rendement (batteries) et au
minimum le stockage saisonnier (hydrogène).
Les lois de dimensionnement sont les suivantes :

La surface solaire est dimensionnée pour que le système soit autonome.

Le stockage batterie correspond à n jours d’autonomie. Cette capacité permet limiter le
temps d’utilisation de la pile à combustible. Le nombre de jours d’autonomie est
variable en fonction système et au profile de la charge.

Le volume de stockage de gaz dépend du site, de la puissance solaire et de la capacité
des batteries. Il est surtout sensible à la différence d’ensoleillement entre l’été et
l’hiver.

La puissance de l’électrolyseur est la différence entre la puissance du PV et la
puissance minimale de la charge afin de convertir tout l’excédent de la production
solaire.

La puissance de la pile à combustible doit correspondre à la puissance maximale de la
charge plus la puissance nécessaire à la recharge rapide des batteries de sécurité.
51
Chapitre II. Dimensionnement d’un système d’Hybride d’Énergie : PV-H2-PAC
II.7 METHODES DE DIMENSIONNEMENT DES SYSTEMES SIMULÈS
Les composants du système doivent être dimensionnés. Les paramètres suivants doivent être
définis :




la puissance crête du champ photovoltaïque,
la puissance nominale des composants électrolyseur et pile à combustible,
la capacité nominale du stockage batteries,
le volume de stockage de gaz.
L’analyse du fonctionnement du système et de ses composants permet de fixer préalablement
les paramètres est déterminé par des routines d’optimisation afin de compléter la définition
du système en terme de dimensionnement. Les hypothèses et critères utilisés seront détaillés
dans les paragraphes suivants.
II.7.1 Hypothèses de dimensionnement pour les composants du stockage
II.7.1.1 Le système électrolyseur
La puissance nominale du système électrolyseur Pnomel est fixée, proportionnelle à la
puissance crête du champ PV.
Équation II-1
ê
Kel coefficient dépend du type de stockage utilisé.
II.7.1.2 Cas du stockage d’hydrogène
Dans notre cas, le stockage d’énergie se fait uniquement via l’hydrogène (système PV-H2),
pour maximiser la production d’hydrogène, Pnomel doit être égale au maximum de la puissance
productible par le champ PV. En effet, si toute la ressource solaire est disponible, et pour en
perdre le moins possible, on doit pouvoir intégralement la fournir à l’électrolyseur (aux pertes
dans les convertisseurs près) afin de la stocker.
II.7.1.3 Cas du stockage hybride
Il existe donc une interaction entre les paramètres dimensionnels Kel (pour l’électrolyseur) et
Cnom (pour les batteries), dont les valeurs adéquates ont été déterminées suite à une étude de
sensibilité. Dans notre cas, le coefficient Kel a été fixé égal à est proche de 1. Le tableau
suivant présente les valeurs du paramètre Kel selon le système considéré. Dans notre cas, les
batteries sont disponibles pour le démarrage et la sécurité ainsi que pour l’aide à la réponse
transitoire du système.
Système
Kel
PV_H2
1
PV_H2/BATT
0.9
Tableau II-1 : Valeurs du paramètre Kel selon le système considéré.
52
Chapitre II. Dimensionnement d’un système d’Hybride d’Énergie : PV-H2-PAC
II.7.1.4 Le système Pile à Combustible
Quel que soit le système de stockage utilisé, la puissance nominale du système pile à
combustible est fixée de telle sorte qu’il puisse en tout cas assurer la fourniture d’énergie à la
charge. Ainsi on a :
Équation II-2
Le coefficient Kfc a été introduit afin de tenir compte des pertes dans les convertisseurs
DC/DC et DC/AC. L’observation des rendements des convertisseurs durant une année de
simulation a permis d’évaluer la valeur du coefficient Kfc.
Et finalement, on pose : Kfc = 1,1
II.7.1.5 Architecture électrique et stratégie de contrôle
Pour optimiser le rendement du système, des règles simples de fonctionnement peuvent être
édictées :
1. Le PV fournit la puissance maximale disponible.
2. La puissance du PV est privilégiée par rapport à celle de la pile à combustible qui ne
sert que d’appoint.
3. L’électrolyseur et la pile ne doivent jamais fonctionner en même temps.
De nombreuses configurations électriques sont possibles : le bus DC, le bus AC et toutes les
configurations intermédiaires. Le bus AC offre une modularité importante mais le rendement
global de l’installation peut être faible [64].
L’unique solution pour contrôler la puissance fournie par chacun des 2 générateurs, le PV et
la pile à combustible, est d’intégrer deux convertisseurs de puissance alimentant un étage
continu. De plus, l’étage continu doit avoir une tension élevée afin de réduire les pertes
ohmiques. Cette tension est choisie à environ 300 VDC.
L’architecture électrique sélectionnée est donc un bus DC à haute tension monophasé (~
300V) sur lequel sont connectés les composants via des convertisseurs de tension. Les
tensions de fonctionnement des générateurs doivent être les plus élevées possibles afin de
minimiser les pertes dans les convertisseurs.
Pour obtenir la puissance maximale du champ PV, on fixe simplement la tension du champ
solaire évitant d’implémenter une stratégie complexe de commande (MPPT). La tension
d’entrée est la tension nominale du champ solaire.
Un emplacement est prévu pour la batterie de secours, nécessaire au démarrage, à la sécurité
de l’installation (purge des composants électrochimiques en cas de panne d’alimentation de
l’instrumentation) et pour aider à la réponse transitoire du système à une charge variable si
nécessaire.
53
Chapitre II. Dimensionnement d’un système d’Hybride d’Énergie : PV-H2-PAC
II.7.1.6 Dimensionnement du champ PV
Le dimensionnement de la puissance crête du champ PV installée est déterminé de manière à
ce que l’énergie initialement présente dans le stockage (au début de l’année de simulation)
soit égale à celle présente en fin de simulation. Ceci traduit l’autonomie énergétique du
système sur l’année de fonctionnement.
Dans le cas du système PV-H2, la variable énergétique observée correspond à la quantité
d’hydrogène (nombre de moles) dans le stockage de gaz.
Cette quantité est tout d’abord fixée à un seuil élevé. La puissance crête du champ PV est
alors déterminée de manière à ce que sur l’année, la production d’hydrogène par
l’électrolyseur (alimenté par le champ PV) égale la consommation par le système pile à
combustible (qui alimente l’utilisateur final). C’est-à-dire que la variation de la quantité
d’hydrogène dans le stockage doit être globalement nulle sur l’année. Généralement, dans cas
du système PV-H2, c’est l’algorithme de gestion de l’énergie qui veille à ce que l’état de
charge du stockage batteries SOC ne dépasse pas les bornes minimales et maximales
autorisées SOCmin et SOCmax. Cette quantité d’énergie est donc bien prise en compte par
l’algorithme de gestion du champ PV.
II.7.1.7 Dimensionnement du volume de stockage de gaz
Une fois le dimensionnement du champ PV effectué, on doit définir la quantité initiale
d’hydrogène nécessaire à l’autonomie du système. Le dimensionnement est réalisé par rapport
un mois pendant une année type. Notre procéder de dimensionnement consiste à calculer la
quantité totale d’hydrogène produite par l’électrolyseur d’eau et la quantité total moyenne
d’hydrogène consommé par la pile à combustible. La déférence entre deux quantités dans tous
les mois correspond au volume de stockage.
II.7.1.8 Algorithmes de gestion de l’énergie
Notre approche s’inspirant de contrôle de l’installation d’Ulleberg [66]. Un algorithme de
gestion de l’énergie a été développé pour système étudié. Les bilans d’énergie sont toujours
effectués au niveau du bus commun de raccordement des différents composants énergétiques
du système. La priorité est la fourniture de l’énergie demandée par l’utilisateur à partir de
l’énergie produite par le champ photovoltaïque.
L’énergie délivrée à l’utilisateur provient principalement des panneaux photovoltaïques.
L’algorithme des flux énergétiques suit les règles suivantes :
1) Si la puissance demandée par la charge est inférieure à la puissance solaire disponible :


La batterie de sécurité est chargée en priorité si nécessaire.
L’électrolyseur ne peut fonctionner que si les batteries ont un haut niveau de charge.
En plus l’électrolyseur doit être alimenté à courant maximal disponible. Des tests de
connexion sont effectués à intervalle régulier : la connexion est maintenue si le courant est
supérieur au courant minimum d’électrolyse.
54
Chapitre II. Dimensionnement d’un système d’Hybride d’Énergie : PV-H2-PAC
Si l’excédent solaire ne peut être consommé ni par la batterie, ni par l’électrolyseur, la tension
du champ solaire augmente, diminuant ainsi l’intensité et la puissance délivrée par le
générateur renouvelable.
2) Si la puissance demandée par la charge est supérieure à la puissance solaire disponible :


Sur autorisation d’emploi, la pile à combustible est connectée afin de produire la
puissance complémentaire nécessaire.
La batterie de sécurité fournit l’énergie nécessaire à la transition lors de
changements brusques de demande de puissance par l’utilisateur.
Cas du stockage hybride H2 / Batteries
Comme dans le cas du stockage unique, les batteries sont sollicitées avec le respect des états
de charge minimal et maximal autorisés (SOCmin et SOCmax). Dans notre cas, deux états de
charge de fonctionnement intermédiaire sont introduits : SOCmin1 et SOCmax1.
En ce qui concerne le stockage par hydrogène, on introduit des puissances minimales et
maximales de fonctionnement pour les composants pile à combustible et électrolyseur : Pminfc,
Pmaxfc, Pminel et Pmaxel .
L’algorithme de gestion de l’énergie doit déterminer quel composant utiliser. Cette décision
est prise selon les considérations suivantes :
A. Cas où les batteries sont sollicitées en priorité
Quand SOCmin1 < SOC < SOCmax1 (zone hachurée) - Figure II-2, les batteries sont déchargées
ou chargées en priorité, selon l’excédent ou le déficit solaire. Les états de charge minimale et
maximales intermédiaires SOCmin1 et SOCmax1 ont pour valeur respective 50 et 90 % de Cnom.
SOCmin
SOCmax
SOC (%)
0
30
92
100
Figure II-2 : Plage de fonctionnement autorisé pour les batteries dans le cas du stockage hybride.
Ici, l’état de charge maximal autorisé a été fixé à 95 % de Cnom. La zone d’état de charge
comprise entre SOCmax1 et SOCmax ne sera atteinte que de manière occasionnelle. On peut
donc relever la valeur du SOCmax de 92 % dans le cas des batteries seules, à 95 % dans le cas
du stockage hybride, pour augmenter légèrement la plage d’utilisation des batteries et donc
réduire leur dimensionnement, et ce, sans produire de dégradation notable.
55
Chapitre II. Dimensionnement d’un système d’Hybride d’Énergie : PV-H2-PAC
B. Cas du choix entre PV-EL (H2) et les batteries
Quand l’état de charge des batteries SOC est hors de cette plage (zone à damier, Figure II-3),
l’algorithme décide alors qui des batteries ou de l’électrolyseur doit fonctionner. On considère
alors le niveau de puissance à échanger avec le stockage. Soit a la différence entre la
puissance produite par le champ PV et la puissance demandée par l’utilisateur :
a  Ppv  Pch arg e


Équation II-3
a est positif quand il y a un excédent ‘solaire’ ;
a est négatif quand il y a déficit ‘solaire’. Pour les cas détaillés ci-après, on
considèrera alors la quantité |a|.
B.1. Les batteries sont sollicitées
Quand a < Pminel ou |a| < Pminfc, les batteries sont sollicitées.
B.2. PV-EL-PAC est sollicitée
Quand Pminel < a < Pmaxel ou Pminfc < |a| < Pmaxfc, PV-EL- PAC est sollicitée.
B.3. Les batteries et PV-EL-PAC sont sollicitées
Quand a > Pmaxel ou |a| > Pmaxfc, PV-EL-PAC est sollicitée jusqu’aux puissances maximales
de fonctionnement des composants (Pmaxel et Pmaxfc). Les batteries assurent la fourniture (|a| Pmaxfc) ou le stockage (a - Pmaxel) du complément de puissance restante.
Le diagramme suivant illustre, dans le cas du stockage hybride, les plages de fonctionnement :
des batteries seules :
de la pile à combustible seule :
de la pile à combustible + batterie :
de l’électrolyseur seule :
de l’électrolyseur +batteries :
0<|a|
Pmaxfc
Pminfc
0
Pminel
Pmaxel
a>0
Figure II-3 : Les différentes plages de fonctionnement des composants dans le cas du stockage hybride
56
Chapitre II. Dimensionnement d’un système d’Hybride d’Énergie : PV-H2-PAC
Les paramètres Pminel et Pmaxel ont respectivement été fixés à 10 % et 80 % de la puissance
nominale de l’électrolyseur.
Les paramètres Pminfc et Pmaxfc ont été fixés à 10 % et 100 % de la puissance nominale du
système pile à combustible.
II.8 LES PARAMETRES D’ENTREES ET DE SORTIES DU SIMULATEUR
Pour simuler un an de fonctionnement les données d’entrées nécessaires sont :
A. trois profils annuels :



de charge ;
d’ensoleillement ;
de température ambiante ;
B. les paramètres des composants.
Pour la charge, le profil d’entrée est un vecteur de puissance active (en Wcrête) échantillonné
par pas de temps de dix minutes.
Pour l’ensoleillement, on fournit un profil annuel d’irradiation solaire globale (en W/m²), de
même par pas de temps de dix minutes.
De nombreux paramètres doivent être renseignés préalablement au démarrage de la
simulation.
On peut les classer en deux catégories :


les paramètres caractéristiques des composants, fixés ;
les paramètres dimensionnels des composants qui seront ajustés au cours des phases
de dimensionnement.
II.8.1 Profils de charge
L’application ici considérée correspond à une charge destinée à alimenter un laboratoire à
l’université des sciences et des technologies d’Oran (autonome sur une année de
fonctionnement). La puissance du système est fixée à environ 5 kW. Le champ solaire installé
est donc d’environ 5 kWc. L’électrolyseur est de même puissance afin de convertir la totalité
de l’énergie solaire excédentaire. La puissance de la pile doit correspondre à la puissance
maximale demandée par l’utilisateur (5kW).L’approche adoptée pour cette étude est purement
déterministe. Les aléas probables au niveau de la charge (pics de consommation occasionnels)
ne sont pas pris en compte, le but étant d’étudier le système proposé en fonction des
conditions climatiques.
Les profils de charge annuels synthétisés ont un pas de temps de dix minutes et démarrent au
1er janvier de l’année. Leur construction est basée sur une fonction sinusoïdale du temps, dont
le déphasage et l’amplitude varient de manière journalière et saisonnière. Cinq paramètres
définissent l’ensemble des profils de charge :
57
Chapitre II. Dimensionnement d’un système d’Hybride d’Énergie : PV-H2-PAC
1. la puissance moyenne annuelle (par exemple est fixée à 5 kW) ;
2. l’amplitude saisonnière (10, 20, 30, 40 et 50 % de la puissance moyenne annuelle);
3. le déphasage saisonnier (30 ou 210 jours, correspondant à une consommation plus forte en
hiver ou en été) ;
4. l’amplitude journalière (20, 40, 60 et 80 % de la puissance moyenne journalière) ;
5. le déphasage journalier (0, 4, 8 et 12 heures).
Cent soixante profils de charge sont ainsi générés (5× 2× 4× 4). Les figure II-4 et figure II-5
permettent de visualiser sur les profils les différentes amplitudes et les différents déphasages.
5000
4500
Pmoyen journalier
4000
PCharge (W)
déphasage journalier
3500
3000
2500
2000
amplitude journalière
1500
1000
0
5
10
15
Temps (h)
Figure II-4 : Profil de charge journalier.
58
20
Chapitre II. Dimensionnement d’un système d’Hybride d’Énergie : PV-H2-PAC
4000
3800
Pmoyen journalier
3600
3400
déphasage journalier
PCharge (W)
3200
3000
2800
2600
2400
2200
amplitude journalière
2000
1800
0
50
100
150
200
250
300
350
Temps (h)
Figure II-5 : Variation annuelle de la puissance moyenne journalière.
5000
4500
Pmoyen annuel
4000
Pcharge (W)
3500
3000
2500
2000
1500
1000
0
50
100
150
200
250
Temps (h)
Figure II-6 : Profil de charge annuel.
59
300
350
400
Chapitre II. Dimensionnement d’un système d’Hybride d’Énergie : PV-H2-PAC
II.8.2 Profils d’ensoleillement
II.8.2.1 Les paramètres liés à l’ensoleillement
Lors de l’installation d’un champ photovoltaïque, plusieurs paramètres doivent être
préalablement définis, et parmi eux :



son inclinaison par rapport à un plan horizontal ;
son orientation par rapport aux points cardinaux (l’azimut) ;
l’albédo du milieu environnant (indice moyen de réflexivité du lieu).
Le choix de l’inclinaison et de l’azimut des panneaux photovoltaïques dépend du profil de
consommation de l’installation et donc des besoins de l’utilisateur final.
II.8.2.1.1 L’inclinaison
L’inclinaison permet d’ajuster l’énergie solaire captée en fonction de la saison. Dans
l’hémisphère nord, les faibles inclinaisons maximisent la production du champ en été, et
inversement, les fortes inclinaisons maximisent la production hivernale. On peut aussi
déterminer pour un lieu et un profil d’irradiation solaire annuelle donnée, une inclinaison
maximisant la captation d’énergie solaire sur l’année. La figure II-7 présente un exemple des
variations de l’irradiation solaire en fonction de l’inclinaison du champ PV, pour le 1er janvier
d’une année typique, à 0ran (azimut : plein sud).
Irradiation glabale (W/m²)
800
700
600
500
G(35°)
400
G(45°)
300
G(60°)
200
100
0
1
3
5
7
9
11
13
15 17
19
21
23
Temps (h)
Figure II-7 : Variation de l'irradiation solaire en fonction de l'inclinaison des panneaux solaires ;
le mois de janvier à Oran [15].
60
Chapitre II. Dimensionnement d’un système d’Hybride d’Énergie : PV-H2-PAC
Inclinaison
Energie journalière (Wh/m²/j)
35°
4636.08
45°
4237.92
60°
5074.68
Tableau II-2 : Energie journalière disponible en fonction de l’inclinaison ;
le mois de janvier pour une année typique à Oran [15].
L’énergie solaire journalière disponible pour ce même jour et au même endroit est présentée
dans le Tableau II-2. On vérifie bien que, en hiver, plus le champ est incliné plus l’énergie
solaire disponible est importante.
II.8.2.1.2 Choix de l’inclinaison
Le choix de l’inclinaison des panneaux dépend donc du profil de consommation énergétique
de l’utilisateur final, mais aussi du système de stockage considéré.
Si un stockage saisonnier est utilisé, l’inclinaison des panneaux solaires est fixée de manière à
maximiser la captation de l’énergie sur l’année.
Dans le cas du stockage journalier, l’inclinaison est alors fixée de manière à maximiser la
captation de l’énergie durant les périodes les plus défavorables en terme de disponibilité de la
ressource renouvelable associée à une forte consommation de l’utilisateur final. En
l’occurrence, ces périodes correspondent généralement à un mois d’hiver, où la disponibilité
de la ressource est faible (journées d’ensoleillement courtes, conditions météorologiques
défavorables) tandis que la consommation est plus importante (besoins en éclairage plus
importants).
II.8.2.1.3 L’azimut
L’azimut permet d’ajuster la captation au niveau journalier. L’irradiation solaire maximale
survenant généralement le midi (soleil au zénith), une orientation plein sud (dans
l’hémisphère nord) permet donc de collecter le maximum d’énergie solaire au moment où
l’irradiation est maximale. En utilisant directement l’énergie captée par le champ, si les
besoins d’un utilisateur sont plus importants le matin, on préférera orienter les panneaux au
sud-est pour maximiser la captation à cet instant de la journée. La Figure II-8 présente les
variations de l’irradiation solaire en fonction de l’azimut du champ PV, pour le 1er juin d’une
année typique, à Oran (inclinaison : 45°).
Le champ exposé au sud-est permet de capter plus d’énergie solaire le matin. Les variations
de l’énergie solaire disponible quotidiennement en fonction de l’azimut ne diffèrent que de
quelques pourcents.
61
Chapitre II. Dimensionnement d’un système d’Hybride d’Énergie : PV-H2-PAC
Irradiation glabale (W/m²)
1000
900
800
700
600
500
S(0°)
400
S-E(-45°)
S-O(45°)
300
200
100
0
1
4
7
10 13
16 19
22
Temps (h)
Figure II-8 : Variation de l'irradiation solaire en fonction de l’azimut des panneaux solaires ;
le mois de juin pour une année typique à Oran [15].
Irradiation globale (W/m²)
700
600
500
G(0°)
400
G(45°)
300
G(-45°)
200
100
0
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19
Temps (h)
Figure II-9 : Variation de l'irradiation solaire en fonction de l’azimut des panneaux solaires ;
le mois de janvier pour une année typique à Oran [15].
62
Chapitre II. Dimensionnement d’un système d’Hybride d’Énergie : PV-H2-PAC
Azimut
Energie journalière (Wh/m²/j)
Sud-est
(-45°)
6484.08
Sud
(0°)
6165.84
Sud-Ouest
(+45°)
6484.08
Tableau II-3 : Énergie journalière disponible en fonction de l’azimut ;
le mois de juin pour une année typique à Oran [15].
II.8.2.1.4 Les profils d’ensoleillement
Les profils d’ensoleillement utilisés dans nos simulations proviennent de la base de données
PVGIS [15]. Il s’agit de profils d’années « type », synthétisés à partir de mesures réelles
relevées sur plusieurs années. Les données collectées avec un pas horaire sont
l’ensoleillement global (W/m²) et la température ambiante (°C) - (Figure II-10).
Une situation géographique a été choisie. Elle a une longitude (5,5° de longitude Est), et
l’azimut (plein sud).
Irradiation golobale (W/m²)
1200
1000
800
600
400
200
0
1
781 1561 2341 3121 3901 4681 5461 6241 7021 7801 8581
Heures (h)
Figure II-10 : Profils annuels d’Irradiation globale avec inclinaison 35° [15]
En réalité, Il y aura donc deux profils d’ensoleillement, correspondant aux inclinaisons
maximisant la captation d’énergie :


sur l’année (inclinaison 1),
ou sur la période la plus défavorable (inclinaison 2).
Les inclinaisons en question sont déterminées par un service de la base de données
Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS).
63
Chapitre II. Dimensionnement d’un système d’Hybride d’Énergie : PV-H2-PAC
Le tableau suivant présente les informations relatives aux lieux choisis. Oran présente un
profil régulier sur l’année.
Inclinaison
Latitude
Inclinaison 1
Inclinaison 2
0ran
35.69° nord
35°
60°
II.8.3 Paramètres de la simulation
Les tableaux suivants présentent les paramètres d’entrée du simulateur pour chaque
composant des systèmes étudiés. Les variables en gras correspondent aux paramètres dont les
valeurs sont déterminées par les algorithmes de dimensionnement.
II.8.3.1 Paramètres temporels de simulation
Nom du paramètre
tmax
Valeur
24x365
Unité
Heure
Description
Durée de la simulation
II.8.3.2 Paramètres du champ PV
Nom du
paramètre
Npv
Pmax
Valeur
Unité
Description
5x7
173@1KW/m²,25°C
Sans unité
W
Mu
-0.043
W/°C
NOCT
43
°C
PcrétePV
NPVxPmax
W
Nombre de modules solaires
Puissance maximale d’un module
avec la température
Coefficient de variation de la
puissance du module avec la
température
Température de fonctionnement
des modules solaires dans les
conditions standard
Puissance crête installée du champ
PV
II.8.3.3 Paramètres du block batteries au plomb
Nom du paramètre
Ebatterie
Ubatnom
Cnom
Valeur
2
12
80
Unité
kWh
V
Ah
64
Description
Energie d’une batterie
Tension nominale d’une batterie
Capacité nominale d’un block
batterie
Chapitre II. Dimensionnement d’un système d’Hybride d’Énergie : PV-H2-PAC
II.8.3.4 Les déférents états de charge (SOC) du block batteries
Nom du paramètre
SOCmin
SOCmax
SOCmin1
SOCmax1
Valeur
30
95
50
90
Unité
% de Cnom
% de Cnom
% de Cnom
% de Cnom
Description
SOC minimal autorisé
SOC maximal autorisé
SOC minimal intermédiaire
SOC maximal intermédiaire
II.8.3.5 Paramètres de l'électrolyseur
Nom du paramètre
Pnomel°
Ncell_el
A_el
P_el
Valeur
5000
5
0.025
7
Unité
W
Sans unité
m²
Barabs
Description
Puissance nominale initiale
Nombre de cellules
Surface des cellules
Pression de fonctionnement
de l’électrolyseur
II.8.3.6 Coefficient dimensionnel de l’électrolyseur
Nom du paramètre
Pnomel
Valeur
KelxPcrétePV
Unité
W
SEH : PV-H2-PAC Comme stockage unique
Kel
1
W
Description
Puissance
nominale
dimensionnement
après
Facteur d’échelle de l’électrolyseur
II.8.3.7 Puissance de fonctionnement de l’électrolyseur
Nom du paramètre
Pminel
Pmaxel
Valeur
0.1xPnomel
Pnomel
Unité
W
W
Description
Puissance nominale autorisée
Puissance maximale autorisée
II.8.3.8 Paramètres de la pile à combustible
Nom du paramètre
Pnomfc°
Ncell_fc
A_fc
P_fc/H2
Valeur
5000
96
/
3
Unité
W
Sans unité
m²
barabs
P_fc/O2
3
barabs
Nb_fc
1
Sans unité
65
Description
Puissance nominale
Nombre de cellules
Surface des cellules
Pression de fonctionnement coté
hydrogène de la pile à combustible
Pression de fonctionnement coté
oxygène de la pile à combustible
Nombre de piles à combustible mises en
route en fonction de la charge à fournir
Chapitre II. Dimensionnement d’un système d’Hybride d’Énergie : PV-H2-PAC
II.8.3.9 Puissance de fonctionnement de la pile à combustible
Nom du paramètre
Pminfc
Valeur
0
Unité
W
Description
Puissance minimale
Unité
W
W
Description
Puissance nominale autorisée
Puissance maximale autorisée
II.8.3.10 Stockage hybride H2/batteries
Nom du paramètre
Pminel
Pmaxel
Valeur
0.1xPnomel
Pnomel
II.8.3.11 Paramètres du réservoir de stockage de gaz
Nom du paramètre
V
P0
Valeur
4m3
1.0132 e5
Unité
m3
Pa
Pstock_min
Pstock_max
R
3
7
8.314
barabs
barabs
S.I
Description
Volume de réservoir
Pression atmosphérique dans les
conditions standards
Pression minimale dans le réservoir
Pression maximale dans le réservoir
Constante des gaz parfait
II.8.3.12 Paramètres des convertisseurs
Nom du paramètre
η10_DC/DC
Valeur
93
Unité
%
η100_DC/DC
98
%
Pnom_DC/DC_PV
PmaxCharge
W
Pnom_DC/DC_EL
Pnomel
W
Pnom_DC/DC_EL
1.1xPmaxCharge
W
Description
Rendement à 10% de la puissance
nominale du convertisseur DC/DC
Rendement à 100% de la puissance
nominale du convertisseur DC/DC
Puissance nominale du convertisseur
DC/DC du champ PV
Puissance nominale du convertisseur
DC/DC de l’électrolyseur
Puissance nominale du convertisseur
DC/DC de la pile à combustible
II.8.3.13 Paramètres de l’onduleur
Nom du paramètre
η10_ond
Valeur
86
Unité
%
η100_ond
97
%
Pnom_ond
PmaxCharge
W
66
Description
Rendement à 10% de la puissance
nominale de l’onduleur
Rendement à 100% de la puissance
nominale de l’onduleur
Puissance nominale de l’onduleur
Chapitre II. Dimensionnement d’un système d’Hybride d’Énergie : PV-H2-PAC
II.9 CONCLUSION
L’étude bibliographique de projets réalisés a montré la faisabilité du système de stockage par
l’hydrogène. Le rendement du système de stockage par l’hydrogène a un rendement de 28 %.
Les systèmes complets PV-Hydrogène ont un rendement de 45 %. Ce rendement devrait
atteindre 65 % grâce à l’amélioration du système de stockage par l’hydrogène.
Pour atteindre ces rendements, le système doit être minutieusement sélectionné.
Le dimensionnement permet d’obtenir un bon fonctionnement global et de limiter le coût de
l’installation. Des règles simples déterminent les relations entre les puissances des
composants. Des outils de dimensionnement permettent de définir la puissance solaire et le
volume de stockage nécessaire pour répondre à une charge dans un site donné.
Etroitement liées, l’architecture électrique et la stratégie de contrôle sont essentielles,
permettant de limiter les pertes de conversion et d’optimiser la gestion d’énergie au sein du
système.
Le choix des composants électrochimiques est difficile car il faut trouver le meilleur
compromis entre efficacité, fiabilité et durabilité. L’électrolyseur alcalin est préférable pour
son efficacité et sa longue durée de vie. Son périphérique doit être optimisé en terme de
fiabilité et de consommation intrinsèque. La pile SOFC est choisie essentiellement pour leur
rendement énergétique et thermique.
Le dimensionnement et le fonctionnement des composantes du système hybride doivent tenir
compte des variations de la charge et des ressources renouvelables disponibles pour
maximiser l’utilisation des ressources renouvelables. Dans ce but, les sources du SEH étudié
sont dimensionnées puis modélisées dans le chapitre suivant.
67
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
Modélisation & Simulation du Système :
PV-H2-PAC
III.1 INTRODUCTION
Le but de ce chapitre est de présenter les modèles empiriques adopté pour rendre
compte des phénomènes électrique, thermique et fluidique au sein de système hybride
d’énergie. La première partie du chapitre est dédiée aux principes de modélisation appliques
concernant le système photovoltaïque. La deuxième partie concerne la modélisation à la pile
SOFC. Le modèle d’électrolyseur, les convertisseurs de tension et leurs simulations sont
présentés dans la troisième partie.
68
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
III.2 ENVIRONNEMENT DE DEVELOPPEMENT
En générale, chaque laboratoire de recherche a développé son propre modèle. Chaque outil
contient une bibliothèque de composants (modèles électriques et thermiques). Les entrées du
modèle sont les conditions climatiques et la charge électrique demandée, en fonction du
temps. A un instant t, on recherche les points de fonctionnement de chaque composant,
dépendant des entrées et de l’architecture électrique du système. Puis, on calcule les différents
flux d’énergie et de matière ainsi que les nouvelles températures des composants. On
recommence ensuite à l’instant t + dt.
Un seul outil de modélisation est commercialisé (TRNSYS) [67][68]. Ce dernier est un
programme de simulation utilisé principalement dans le domaine de l’ingénierie des énergies
renouvelables, TRNSYS est un logiciel commercial développé à l’université du Wisconsin.
Une de ses applications de départ était de réaliser une simulation dynamique du
comportement d’un système de chauffe eau solaire pour une année typique météorologique de
telle sorte que les économies de coûts à long terme d’un tel système puisse être établi. Les
modèles de composants électriques et électrochimiques ont été développés par Ulleberg et
Morner [67]. La gestion du système est faite au niveau d’un Bus DC, réalisé dans le modèle
par un sous programme. Le logiciel avec sa nouvelle librairie HYDROGEMS est disponible
depuis 2002.
Figure III-1 : Librairie de composants dans TRNSYS.
Cet outil de modélisation utilise des modèles simples présents dans la littérature. Certaines
variables sont modifiables permettant d’adapter le modèle au système étudié. Le
comportement électrique des composants électrochimiques n’est, par contre, pas modifiable.
Ce dernier point nous semble préjudiciable car chaque module électrochimique a des
performances propres dépendant du fabriquant mais aussi du système dans lequel il est
intégré. De nombreux travaux de simulation ont été développés au laboratoire. Les modèles
développés simulent le comportement des générateurs renouvelables, des batteries et des
composants électrochimiques. Une partie de ces modèles est développée sous
Matlab/Simulink. Nous avons donc décidé de développer notre propre outil de simulation.
L’environnement logiciel sélectionné est Matlab/Simulink, nous permettant ainsi de
compléter la bibliothèque de composants. Ce logiciel est particulièrement intéressant pour la
résolution de boucles algébriques.
69
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
III.3 CHOIX DES MODELES DES COMPOSANTS
Plusieurs types de modèles existent pour simuler les composants du système :
La première approche est de modéliser les phénomènes physiques précisément. Ce type de
modèle aboutit souvent à des équations très complexes demandant une connaissance très
précise des systèmes étudiés.
proche de modélisation est de simplifier le problème en modélisant non les
phénomènes physiques, mais les courbes caractéristiques par des équations paramétrées. Cette
deuxième approche est performante et moins exigeante dans les données et spécifications des
appareils modélisés.
Les modèles empiriques sont donc préférés aux modèles théoriques dans la mesure où ils
permettent une simplification du problème et une diminution du nombre de paramètres.
Il existe de nombreux modèles pour chacun des composants du système. Nous présentons
dans ce paragraphe, les modèles sélectionnés pour notre outil de simulation. Certains modèles
proviennent de la littérature.
III.3.1 Panneau photovoltaïque PV
Dans cette partie, nous présentons une démarche détaillée de modélisation et des résultats
obtenus d’un panneau solaire. Une attention particulière est consacrée à la caractérisation, au
fonctionnement et à la procédure d’implantation du modèle du générateur photovoltaïque PV
sous Matlab/Simulink.
III.3.1.1 Description du modèle d’une cellule photovoltaïque
Les cellules photovoltaïques ont été largement étudiées depuis plus de 30 ans. Plusieurs types
de modèles existent pour simuler le comportement d’une cellule photovoltaïque. Dans ces
modèles, les paramètres sont fixés arbitrairement et sans contrainte et qui réduisent l’efficacité
du modèle. Un modèle empirique proche du générateur photovoltaïque est actuellement le
plus utilisé en raison de sa qualité de résultats : le modèle à une diode. Ce modèle a été
développé en grand partie par Townsend [69] et à été détaillée par Duffie et Beckaman
(1991). La Figure III-2 décrit le circuit électrique équivalent au modèle à une diode, présenté
par l’Équation III.1.
Figure III-2 : Circuit équivalent pour un modèle à une diode d’un générateur PV.
70
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
La jonction servant de base à la photopile est une diode, lorsqu’elle est illuminée apparaît
dans cette diode un photocourant IL(A) qui dépend de la quantité de lumière incidente
G(W/m²). En effet, le circuit électrique équivalent de la cellule solaire est base d’une diode,
en ajoutant deux résistances pour tenir compte des pertes interne. RS représente la résistance
série qui tient compte des pertes ohmiques du matériau, des métallisations et du contact
métal/semi-conducteur, RP représente une résistance de fuite provenant de courant de courants
parasites entre le dessus et le dessous de la cellule, par le bord en particulier et à l’intérieur du
matériau par des irrégularités ou impuretés (RP<<RS). On applique la loi de Kirchhoff, le
courant de sortie de la cellule est donné par la relation suivante :
I  IL  ID
Équation III-1
Le courant d’ensoleillement IL(A) dépend de l’irradiation solaire et de la température, calculer
par rapport au STC [67][69][70].
Il 
G
G Re f
I l ,Re f   l.sc TC TC ,Re f 
Équation III-2
Où
Il,ref, courant d’ensoleillement de référence (A)
G ensoleillement (W.m-2) ; GeRef (1000 W.m-2)
T température de la cellule (K)
Tref température de référence (K)
µISC est le coefficient de la température (A/K).
Le courant de la diode est défini par équation de Shockley

qU  IRs  
I D  I 0 exp
 1
kTC


Équation III-3
Où
I0 courant de saturation de la diode inverse (A)
RS résistance série (), 
k la constante de Boltzmann 1.381x10-23 J/K.
q charge d’électron 1.602x10-19
U tension du module (V)
I courant du module (A)

qU  IRs  
I  I L  I 0 exp
 1
kTC


Équation III-4
Le courant de saturation I0 est défini par la relation suivante [33] :

 q G
I 0  DTC3 exp
AkTC



Équation III-5

71
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
I 0  I 0,Re f
 TC

 TC ,Re f

3




 exp  q G  1  1  

  kA  TC ,Re f TC  




Équation III-6
Où
 G est l’énergie de Gap du matériau (1.12 eV pour le Si, 1.35 eV pour GaAs)
A facteur dépend de panneau.
  A  NCS  NS
Équation III-7
III.3.1.2 Facteur de Forme [31]
FF 
PMP
V I
 MP MP
VCO  I CC VOC I CC
Équation III-8
Où
NCS est le nombre de cellule connecté par module.
NS est le nombre de modules connectés en série.
III.3.1.3 Rendement énergétique
Rendement énergétique est défini quand à lui comme le rapport entre la puissance
potentiellement disponible à la sortie du panneau Pmp(W) qui dépend des paramètres physiques
du panneau et des conditions météorologiques comme le niveau d’éclairement et la
température, et la puissance du rayonnement solaire qui arrive sur le module photovoltaïque
E(W/m2) [31].

PMP
E  S eff
or  
FFVOC I SC
E
Équation III-9
La surface effective du panneau PV représentant uniquement la partie active (capteur PV)
effectuant la conversion notée Seff.
72
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
III.3.1.4 Paramètres analytiques du modèle
Les paramètres du modèle sont les caractéristiques dans les conditions normales du panneau
solaire (le point de court circuit (Ico,0), le point à circuit ouvert (0,Vco) et le point optimum
(Vop, Iop), nombre de cellules en série NCS et coefficient de variation du courant et de la
tension en fonction de la température), les paramètres du générateurs photovoltaïque sont le
nombre de branches et le nombres de module en série ou parallèle dans chaque branche. Pour
la détermination des paramètres analytiques du modèle à quatre paramètres, nous avons
appliqué la méthode explicite simplifiée, basé sur le traitement des substitutions successives
des équations objectives.
3
45
X: 16.5
Y: 40.02
40
2.5
35
ICC
30
(IOPT,VOPT)
25
1.5
20
1
Power (W)
Current (A)
2
15
10
0.5
VOC
0
0
5
10
15
Voltage (V)
20
5
0
30
25
Figure III-3 : Caractéristiques I-V et P-V typique d’un générateur photovoltaïque (PV) Shell 40.
La relation au point stratégique telle que :
A. Au circuit ouvert nous avons : I=ISC et V=0
B. I=0 et V=VOC en circuit ouvert.
C. I=Imp et V=Vmp à la puissance maximale.
Équation III-10
La substitution de l’équation (A) en (B) aux conditions de référence nous donne :

q VOC ,Re f  
0  I L ,Re f  I 0,Re f exp
 1
kTC ,Re f


Équation III-11
La substitution de l’équation III-10 en équation III-5 nous donne :




q U MP, Re f  I MP, Re f R s
I MP, Re f  I L , Re f  I 0, Re f exp
 1
kTC , Re f


Équation III-12
Généralement le courant de saturation inverse de la diode est très faible, de l’ordre 10 -5 à 106
A. par conséquent le courant photocourant est équivalent au courant de court circuit de
référence.
73
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
I L,Re f  I SC ,Re f
Équation III-13
Remplacement de l’équation III-13 dans équation III-12 nous obtenons :



q U MP, Re f  I MP, Re f R s 
I MP, Re f  I SC , Re f  I 0, Re f exp

kTC , Re f


A partir de l’équation III-14, nous obtenons la relation
paramètres standard :

Équation III-14
de gamma γ en fonctions des
qVMP,Re f  I MP,Re f Rs  VOC,Re f 
kTC ,Re f
 I
ln  1  MP,Re f
I SC ,Re f

Équation III-15

 

La relation de I0,Ref est substitué par la relation équation III-11 :
I 0,Re f  I SC ,Re f / exp  qVOC ,Re f kTC ,Re f

Équation III-16
III.3.1.4 Température de module
Afin de bien prédire la performance d’un module PV, il est nécessaire de déterminer sa
température de fonctionnement. Par simplicité, la température des cellules solaires peut être
supposée homogène dans le plan du module photovoltaïque. Par conséquent, il est nécessaire
d’avoir un modèle thermique pour une cellule par un panneau. La température du module
photovoltaïque varie avec la température environnante, rayonnement, et sa sortie du courant et
de tension, et peut être écrit comme suit [66][71] :
C PV
dTC
U I
 G 
 U L TC  Ta 
dt
A
Où
Cpv capacité thermique d’un module, J K-1 m-2
G irradiation, W m-2
Ta température ambiante, K
Tc température de la cellule solaire, K
UL coefficient de perte thermique, J m-2
ηc efficacité de la cellule solaire
τα transmittance-absorption produite par la cellule solaire
74
Équation III-17
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
III.3.1.5 Résistance série
La résistance série agit sur la pente de la caractéristique dans la zone où la photodiode se
comporte comme un générateur de tension. Elle ne modifie pas la tension de circuit ouvert,
mais lorsqu'elle est anormalement élevée, elle peut diminuer notablement la valeur du courant
de court-circuit. La valeur de la résistance série est gouvernée par la résistivité du matériau,
par les résistances de contact des électrodes et par la résistance de la grille collectrice. Le
coefficient de température de la tension en circuit ouvert, µVOC est un élément d’information
supplémentaire normalement déclaré le fabricant des panneaux solaire qui peut être utilisé
pour nous aider à estimer la résistance série. La valeur propre de la résistance séries est
choisie, et les autres paramètres sont calculés en utilisant les équations de la section
précédente. L’expression analytique pour VOC simplifiée est donnée par la relation [69]:
VOC , Re f 
kTC   I SC ,Re f 
ln

q   I 0,Re f 
Équation III-18
La valeur propre de µVOC est obtenue par dérivation :
µVOC 
VOC ,Re f
TC ,Re f

k   I SC ,Re f  TC µ ISC

q G

 3 
ln 

q   I O ,Re f  I SC ,Re f 
AkTC ,Re f


 
Équation III-19
Dans tel cas, la valeur déclare est redondante. La procédure est développé ou les limites
inférieure et supérieure de la résistance série sont calculés (la limite inférieure pour R S doit
être égale à 0 ohm). La limite supérieure de RS peut être basée sur une limite pratique
imposée par un autre paramètre de cellule γ. La valeur de la résistance est obtenue par
l’équation III.14.
RS , Max 
1
I MP, Re f
 kTC , Re f   I MP, Re f
ln 1 

 I
 q
SC , Re f



  V0C , Re f  VMP, Re f 



Équation III-20
La substitution de l’équation III-15 en équation III-20 aux conditions de référence nous
donne équation III-21 :
RS ,Max 
1
I MP,Re f




I
 SC ,Re f

2VMP,Re f  VOC,Re f
I
SC ,Re f
 I MP,Re f
 I MP,Re f   ln 1 
 I
SC , Re f

 I MP,Re f
ln 1 
  I SC ,Re f




  V0C ,Re f





 VMP,Re f  Équation III -21



Dans ce travail nous présentons une nouvelle méthodologie d’optimisation de la résistance
série, via un algorithme basé sur l’estimation analytique de µVOC, qui est comparée aux limites
supérieures et inférieures de R. Pour une meilleure approximation d’une valeur optimale de
résistance série, nous avons opté à une méthode d’analyse détaillée, en fonction des
75
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
paramètres objectifs du modèle (VMP, IMP, λ, I0, IL, IMP). Cette nouvelle approche est vérifiée
par notre équipe de recherche.
La limite de la résistance série est donnée par la relation suivante [72].
V

V
1 
1
1
  RS   MP  
pour 0<RSH<∞: RS1   MP 
   RS 2 Équation III-22

 I MP I MP 
 I MP   I L  I 0  I MP  
Où  
q
AkT
Équation III-23
START
RS,Max , RS,Min ,µVOC,Man
RS=(RS,Min+RS,Max)/2
Yes
FIN
RS1≤RS,OPT≤RS2
No
RS,Max = RS
µV0C,Anal≤ µV0C,Man
RS,Min= RS
Figure.III.4 : Algorithme de détermination de la résistance série Rs
76
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
III.3.1.6 Les résultats de la simulation
Pour modéliser le système, nous utilisons le logiciel Matlab®/Simulink permettant un
programme modulaire et paramétré. Il permet de plus, la résolution de boucles algébriques et
notamment d’équations du type de l’équation de la chaleur.
A - Panneaux photovoltaïques
La Figure III-5 et III-6 décrit le modèle du champ solaire et ses paramètres. Ce modèle est
universel. Il fait appel à une S-fonction [73-70], calculant l’intensité et la puissance délivrées
par le champ solaire pour une tension, un ensoleillement et une température ambiante donnés
(modèle à une diode : Équation III-1).
Figure III-5 : Paramètres du modèle - type de panneaux et ses paramètres, nombre de panneaux en série
ou en parallèle et tension imposée par le contrôleur de tension.
Les paramètres du modèle sont les caractéristiques du champ photovoltaïque : les modules
utilisés, le nombre de modules en série ou en parallèle dans chaque branche et la tension
imposée par le contrôleur de tension. En effet, dans notre modèle, les panneaux solaires sont
associés à un contrôleur de tension qui détermine la tension du champ photovoltaïque.
77
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
Figure III-6 : Modèle du champ photovoltaïque
Le modèle développé a été implanté dans l’environnement MATLAB/SIMULINK, il
contient, un modèle générale du module solaire et un modèle d’un générateur photovoltaïque.
Les paramètres du modèle sont les caractéristiques dans les conditions normales du panneau
solaire (le point de court circuit (Ico,0), le point à circuit ouvert (0,Vco) et le point optimum
(Vop,Iop), nombre de cellules en série NCS et cœfficient de variation du courant et de la
tension en fonction de la température), les paramètres du générateurs photovoltaïque sont le
nombre de branches et le nombres de module en série ou parallèle dans chaque branche.
B - Effet de radiation solaire et la température on I-V Caractéristique
Nous avons effectué la simulation, à partir paramètres standard de module SHELL SP70 [75].
La figure suivante présente les caractéristiques d’un module photovoltaïque monocristallin,
on a tracé la variation du courant par rapport à la tension pour plusieurs intensités
d’irradiation solaire. On remarque dans la Figure III.7 que le courant est directement
proportionnel au rayonnement à ces niveaux d’éclairement, par contre la tension n’est pas très
dégradée lorsque la lumière baisse.
Caractéristique : Module SHELL70
Puissance crête
70W
Tension VMPP 16.5 V
Courant IMPP
4.25 A
Tension VOC
21.4V
Courant ISC
4.7 A
Coefficients de Température
αIsc
+2 mA/°C
αVoc
-76 mV/°C
Tableau IV- 1 : Caractéristique technique d’un module solaire SHELL70
78
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
6
1000°C
800°C
600°C
400°C
200°C
5
Courant (A)
4
3
2
1
0
0
5
10
15
20
25
30
Tesion (V)
Figure III-7 : Courbes caractéristiques d’un panneau solaire SHELL70
Influence de l’ensoleillement à température constante (25 °C)
1000°C
800°C
600°C
400°C
200°C
70
60
Puissance (W)
50
40
30
20
10
0
0
5
10
15
20
25
30
Tesion (V)
Figure III-8 : Courbes de puissance d’un panneau solaire Influence de
Influence de l’ensoleillement à température constante (25 °C)
Nous avons effectué la simulation, à partir paramètres standard de module SHELL SP70. La
figure suivante présente les caractéristiques d’un module photovoltaïque monocristallin, on a
tracé la variation du courant par rapport à la tension pour plusieurs intensités d’irradiation
solaire. On remarque que le courant est directement proportionnel au rayonnement à ces
niveaux d’éclairement, par contre la tension n’est pas très dégradée lorsque la lumière baisse.
79
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
6
20°C
30°C
40° C
50°C
60°C
5
Courant (A)
4
3
2
1
0
0
5
10
15
20
25
30
Tesion (V)
Figure III-9 : Courbes caractéristiques d’un panneau solaire SHELL70
Influence de la température ambiante à ensoleillement constant (1000 W/m²)
20°C
30°C
40° C
50°C
60°C
70
60
Puissance (W)
50
40
30
20
10
0
0
5
10
15
20
25
Tesion (V)
Figure III-10 : Courbes de puissance d’un panneau solaire
Influence de la température ambiante à ensoleillement constant (1000 W/m²)
80
30
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
III.3.1.7 Effet de groupement Séries/Parallèle sur la caractéristique I-V
Les données d’entrée d’un système photovoltaïque sont habituellement basées sur les
caractéristiques d’un seul module I-V en fonction des paramètres de référence. Pour un réseau
photovoltaïque de deux ou plusieurs modules, les paramètres doivent être étendus pour
d’écrire les caractéristiques I-V de nouveau réseau photovoltaïque. Array Value = Module
Value x Scaling Term [69]:
I L ,ch  NPI L
Équation III-24
I 0,ch  NPI 0
Équation III-25
 ch  NS
NS
RS ,ch 
RS
NP
Équation III-26
Équation III-27
Les Figures III-11 et III-12 décrit les courbes I-U d’un panneau solaire BlueSolar 180W et les
Figures III-13 et III-14 d’un champ solaire de 5 kWc, sous différentes conditions
d’ensoleillement et de température ambiante. Le champ photovoltaïque est constitué 40
modules de 180 Wc (5 modules en parallèle de 7 modules en série).
6
1000 W/m²
800 W/m²
600 W/m²
400 W/m²
5
Courat (A)
4
3
2
1
0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Tension (V)
Figure III-11 : Courbes caractéristiques d’un panneau solaire - BlueSolar 180W
Influence de l’ensoleillement à température constante (25 °C)
81
45
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
180
160
1000 W/m²
800 W/m²
600 W/m²
400 W/m²
140
Puissance (W)
120
100
80
60
40
20
0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
Tension (V)
Figure III-12 : Courbes de puissance d’un panneau solaire - BlueSolar 180W
Influence de l’ensoleillement à température constante (25 °C)
Puissance crête
Tension de circuit ouvert
180 W
44.90 V
Intensité de court circuit
05.50 A
Tension à MPP
36.00 V
Intensité à MPP
05.01 A
Tableau III-2 : Caractéristiques électriques d’un panneau photovoltaïque - BlueSolar 180W [76]
82
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
35
1000 W/m²
800 W/m²
600 W/m²
400 W/m²
30
Courant (A)
25
20
15
10
5
0
0
50
100
150
200
250
Tension (V)
Figure III-13 : Courbes caractéristiques d’un champ solaire de 5 kW (BlueSolar 180W)
Influence de l’ensoleillement à température constante (25 °C)
6000
1000 W/m²
800 W/m²
600 W/m²
400 W/m²
5000
Puissance (W)
4000
3000
2000
1000
0
0
50
100
150
200
Tension (V)
Figure II-14 : Courbes de puissance d’un champ solaire de 5 kW (BlueSolar 180W)
Influence de l’ensoleillement à température constante (25 °C)
83
250
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
C - Simulation & Evaluation du modèle
Pour évaluer les performances de modèles étudiés, nous avons décidés de choisir des
panneaux solaires avec déférentes compagnies et déférentes technologies de fabrication,
l’objectif est d’évaluer l’implantation du modèle en termes d’efficacité en fonction de
l’ensoleillement et la température.
1. PV Cellules Monocristallin
Pour cette technologie, le module photovoltaïque monocristalline SP70Wc est choisi, leurs
caractéristiques sont présentées dans l’annexe 1 [75]. Les résultats de la simulation est donnée
dans tableau suivant :
SHELL - SP70Wc
Condition
Puissance Max
Tension Max
Courant Max
25°C / 1000°C
70.125W
16.5V
4.25A
25°C / 1000°C
70.13W
16.44V
4.26A
Rendement (%)
Facteur de Forme
Relative Error
0.0071 on PMP
0.3607 on VMP
0.2347 on IMP
11.09
0.7083
2. PV Cellules Amorphe
Pour cette technologie, le module photovoltaïque Amorphe Shell ST40Wc est choisi, leurs
caractéristiques sont présentées dans l’annexe 3 [77]. Les résultats de la simulation est donnée
dans tableau suivant :
SHELL – SP40Wc
Condition
Puissance Max
Tension Max
Courant Max
25°C / 1000°C
40W
16.6V
2.41A
25°C / 1000°C
40.01W
16.69V
2.39A
Rendement (%)
Facteur de Forme
Relative Error
0.0129 on PMP
0.5262 on VMP
0.5160 on IMP
6.3270
0.6523
3. PV Cellules Polycristalline
Pour cette technologie, le module photovoltaïque Polycristalline PW850 est choisi, leurs
caractéristiques sont présentées dans l’annexe 4 [78]. Les résultats de la simulation est donnée
dans tableau suivant :
PHOTOWATT – PW850Wc – 80W
Condition
25°C / 1000°C
Puissance Max
79.59W
Tension Max
17.3V
Courant Max
4.6A
25°C / 1000°C
79.58W
17.23V
4.618A
Rendement (%)
Facteur de Forme
84
Erreur relative (%)
0.0105 on PMP
0.3872 on VMP
0.3962 on IMP
12.59
0.7511
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
III.3.1.8 Détermination des puissance maximale paramètres (VMP,IMP)
III.3.1.8.1 Méthode analytique
Cette partie a pour objectif de calculer la tension et le courant au point maximum. Nous
traiterons les équations nécessaires ou nous avons opté à une autre méthode de recherche
numérique efficace pour calculer la puissance optimale en fonction du point de
fonctionnement actuel du système photovoltaïque, au point de la puissance maximale nous
avons :
P
V

V VMP
IV 
I 

 I  V
0
V V VMP 
V  V VMP
Équation III-28
Substitution de l’équation III- 4 dans l’équation III-28 nous donnons :

qU  IRs  q 
I
I 
  I 0 exp
1  R s


V
kTC ,Re f  kTC ,Re f 
V 

Équation III-29
L’expression explicite de la dérivée d’équation III-30 est obtenue par un simple
réarrangement de l’équation III-29 :




q U MP,Re f  I MP,Re f Rs   qVMP  kTC ,Re f
I L  I 0 exp
  1 
qRs I 0
kTC ,Re f

 
1
kTC ,Re f



0



Équation III-30
L’élimination de VMP en équation III-30, l’équation générale équation III-12 est utilisée, avec
le remplacement de IMP en I et le VMP par V, nous donnons :
V MP 
kTC , Re f
q
 I  I MP

ln L
 1  I MP R s
I0


Équation III-31
Il nous reste qu’à déterminer le courant au point de puissance maximum IMP a partir de
l’équation suivante :
 
I MP 
qI MP Rs 

 kTC ,Re f 
  I 0
0
qRs
1  I L  I MP  I 0 
kTC ,Re f

I MP  I L  I à ln  I L  I MP  1 
Équation III-32
Or la détermination de IMP par l’équation précédente nécessite une application numérique, et
pour cela nous avons opté à la méthode numérique de Newton-Raphson [79], avec la solution
initiale IMP,0 :
85
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
I MP,0 


G
Np I MP,Re f   isc T C TC ,Re f
G Re f

Équation III-33
III.3.1.8.2 Méthode numérique programmé
L’énergie fournie par un générateur photovoltaïque dépend surtout des conditions
atmosphériques (irradiation et la température), par conséquent, afin de récolter le maximum
de puissance disponible du point de fonctionnement doit être suivi de manière continue à
l’aide d’un algorithme MPPT (Maximum Power Point Tracker) [79]. De nombreuses
techniques d MPPT ont été proposés dans la littérature dont les techniques varient dans de
nombreux aspects, notamment la simplicité, la vitesse de convergence, la mise en ouvre du
matériel et la gamme de l’efficacité, la vitesse de convergence, la mise en ouvre du matériel et
la gamme de l’efficacité. Cependant la technique la plus largement utilisée est la méthode de
perturbation et d’observation (P&O) [84]. Dans notre travail, nous avons développé un
algorithme de MPPT (Figure III.15) qui peut être facilement mis en œuvre et adapté pour des
applications photovoltaïques de haute performance. L’objectif est de concevoir un nouveau
système de contrôle de MPPT. Cette méthode est basée sur l’observation de la tension VMP à
presque une relation linéaire avec la tension en circuit ouvert (VOC) du panneau PV.
V MP    VOC
Équation III-34
Le paramètre α facteur de tension, a des valeurs différentes pour les différents panneaux
solaires allant de 71% à 86%. La méthode développé est une nouvelle approche dynamique
correspond au type P&O plus efficace pour calculer la puissance optimale en fonction du
point de fonctionnement actuel du système photovoltaïque. Cette méthode est itérative, elle
est basée sur le principe suivant : A partir d’un certaine point initial de fonctionnement (V(t1),
P(t1)), on compare les valeurs P(t1) et la puissance PStart(t0) proposé initialement égale à 0, soit
P=P(t1)-PStart(t0), le sens de l’incrémentation est basé sur le signe de cette comparaison : Si
P>0, on procède dans la même direction avec le même pas V, Si P<0, il faut changer la
direction de variation de la tension continue en multipliant par un coefficient k le pas du
gradin. Ensuite on limite la tension Vref(t1) par rapport à des tensions limites supérieur VrefH et
inférieur VrefL proposé en fonction de des paramètres du panneau solaire. Si la tension de
référence elle débord de l’intervalle de convergence, Vref(t1) reçoit VrefH si Vref(t1)>VrefH ou
reçoit VrefL si Vref(t1)<VrefL. Et dans ce cas PStart(t2)=P(t1). Après un laps de temps t afin
de permettre la stabilisation du nouveau point de fonctionnement, on contrôle la puissance P à
l’instant t2, et ainsi de suite. Pour valider l'algorithme MPPT que nous avons proposé, on a
comparai ce dernier avec l'algorithme MPPT basée sur la méthode observation de la
perturbation sans aucune contrainte proposé. La puissance P effectivement délivrée par un
générateur PV dépend en plus de la commande utilisée dans le convertisseur (MPPT,
asservissement de tension, connexion direct, ….). En effet, le rendement du point de
fonctionnement qui en découle que nous notons ηMPPT, soit le rendement MPPT, permet de
calculer l’efficacité de la commande qui a en charge le contrôle du convertisseur statique afin
que le module PV fournisse la puissance maximale.
 MPPT 
P
Équation III-35
PMAX
86
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
Pour le cas de panneau solaire shell 70, les résultats simulés de notre méthode ont donnée une
efficacité de poursuite satisfaisante de l’ordre de 95% comparée à 88% pour la méthode
P&O (Figure III-16 & Figure III-17) lorsque la tension varie entre 13-20V.
START
V,Vref, V,PStart,VrefH,VrefL
P(t1)<PStart(t0)
No
Yes
Incr = -Incr
Vref(t1)=Vref(t0)+Inc* V
No
Vref(t1)>VrefH
No
Yes
Vref(t1)<VrefL
Vref(t1)=VrefH
Yes
Vref(t1)=VrefL
PStart(t2)=P(t1)
Figure III-15 : Nouvelle approche d’algorithme MPPT
87
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
17.5
M.Analytique
M.Numérique
17
Tension (V)
16.5
16
15.5
15
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
Temps (s)
1
-3
x 10
Figure III-16 : Courbes de tension optimale obtenue par la méthode MPPT & analytique
4.75
M.Analytique
M.Numérique
4.7
4.65
Courant (A)
4.6
4.55
4.5
4.45
4.4
4.35
4.3
4.25
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
Temps (s)
0.6
0.7
0.8
0.9
1
-3
x 10
Figure III-17 : Courbes de courant optimal obtenu par la méthode MPPT & analytique
88
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
80
70
Puissance (W)
60
50
40
30
20
10
0
0
0.01
0.02
0.03
0.04
0.05
Temps (s)
0.06
0.07
0.08
0.09
Figure III-18 : Courbes de puissance optimale obtenue par la méthode MPPT
89
0.1
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
III.3.2 MODELE D’UNE BATTERIE
L'énergie électrique est une énergie qui ne peut être stockée qu'en faibles quantités.
Dans les systèmes hybrides isolés, des batteries sont souvent utilisées pour garantir l’équilibre
production/consommation et pour lisser les variations de puissance.
Avant de passer à la description "modélisation de la batterie", il est utile de définir certaines
notions sur les batteries.
III.3.2.1 Concepts
Toute batterie est un ensemble de cellules électrochimiques capables de stocker de l'énergie
électrique sous forme chimique, puis de la restituer partiellement par la suite, grâce à la
réversibilité des réactions mises en jeu. Ces réactions consistent en des oxydations et des
réductions au niveau des électrodes, le courant circulant sous forme d'ions dans l'électrolyte et
sous forme d'électrons dans le circuit raccordé à la batterie (Figure III-19). Les batteries
utilisées dans les systèmes solaires autonomes sont en général de type plomb-acide (Pb). Les
batteries cadmium-nickel (NiCd) ne sont que rarement utilisées car leur prix est beaucoup
plus élevé.
La réaction globale est donné par la l’équation suivante [81]:
Équation III-36
A l’électrode positive
Équation III-37
A l’électrode négative
Équation III-38
Chaque cellule de batterie plomb fourni une tension moyenne de 2 V.
Figure III-19 : Cellule électrochimique de base
90
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
La capacité énergétique de la batterie (exprimée en wattheures, Wh) dépend des quantités et
de la nature des éléments chimiques compris dans la cellule.
L'anode est l'électrode à laquelle l'oxydation (perte d'un ou plusieurs électrons) se produit et à
partir de laquelle les électrons vont alimenter le circuit extérieur (la charge). La cathode est
l'électrode à laquelle se produit la réduction (gain d'un ou plusieurs électrons); les électrons
revenant de la charge arrivent sur cette électrode. En décharge, l'anode est la borne négative
de la batterie et la cathode la borne positive. Par contre, en charge, l'électrode négative est la
cathode et l'électrode positive est l'anode, les électrons circulant alors dans l'autre sens.
Les paramètres électriques suivants sont généralement employés pour caractériser une
batterie:
1. La capacité nominale qmax est le nombre maximal d'ampères-heures (Ah) qui peut
être extrait de la batterie, dans des conditions de décharge prédéterminées.
2. L'état de charge SOC (State of charge) est le rapport entre la capacité présente et la
capacité nominale qmax : SOC = q/qmax (0<SOC<1). Si SOC = 1, la batterie est
totalement chargée si SOC = 0, la batterie est totalement déchargée.
3. Le régime de charge (ou décharge) est le paramètre qui reflète le rapport entre la
capacité nominale d'une batterie et le courant auquel celle-ci est chargée (ou
déchargée). Il est exprimé en heures. Par exemple, pour une batterie de 150 Ah
déchargée à 5 A, le régime de décharge est 30 h.
4. La durée de vie est le nombre de cycles charge/décharge que la batterie peut soutenir
avant de perdre 20% de sa capacité nominale.
III.3.2.2 Modélisation de la batterie
Il existe dans la littérature une large variété de modèles de batterie [83-85]. Le plus souvent,
ces modèles représentent la batterie par un circuit électrique équivalent, composé de
résistances, de capacités et autres éléments de valeur fixe ou variant avec des paramètres tels
que l'état de charge ou la température. Ces modèles sont utilisés pour déterminer l'état de
charge ou pour prédire la durée de vie des batteries. La plupart des modèles sont constitués de
deux parties, l’une décrivant le model de capacité et l’autre, le model de tension de la batterie
[84].
La capacité est une des caractéristiques les plus importantes d’une batterie. Cette capacité
représente la quantité de courant qui peut être extraite d'une électrode via les "masses actives",
c'est-à-dire l'électrolyte et les matériaux actifs des électrodes, sur une décharge. Cette capacité
s'exprime en ampères-heures, Ah (1 Ah = 3600 coulombs). En pratique, cette capacité dépend
du courant, ainsi que de la température.
Le modèle de la tension fournit l'amplitude de la tension aux bornes de la batterie. Cette
tension est influencée par la profondeur de la charge et de la décharge. Le modèle de la
tension doit être capable de prévoir que la tension de la batterie baisse lentement
(linéairement) pendant la première partie de décharge et rapidement à la fin, quand la batterie
est presque vide. Dans le cas de la recharge, la tension augmente linéairement pendant la
première partie et plus rapidement vers la fin de la charge.
91
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
Les modèles de tension sont généralement basés sur des équations qui relient la tension au
courant et à l'état de charge.
Les différents modèles existant dans la littérature pour les batteries sont d’une mise en œuvre
difficile notamment à cause du nombre élevé de paramètres à déterminer. Ces paramètres sont
nécessaires pour modéliser l’évolution dans le temps de la tension aux bornes de la batterie,
sur toute la phase de charge et de décharge. Par conséquent, ces types de modèles sont
adéquats pour des simulations à long terme. Sachant que dans la présente étude, le modèle de
la batterie servira à modéliser les modes de charge et décharge dans la partie linéaire et que
l’analyse en simulation sera effectuée sur des intervalles de temps assez courts, il est plus
approprié d’utiliser un modèle simplifié. Le schéma électrique d’un tel modèle est présenté
dans la Figure III-24. Il s’agit d’une source idéale de tension en série, avec une résistance et
une capacité.
Les paramètres d'entrée du modèle de batterie sont :
A. état initial de la charge: SOC1 (%)
B. état maximale de charge: SOCm, maximum de charge disponible
C. nombre de cellules 2V dans la série: ns
D. efficacité de Charge / décharge de la batterie: K (sans unité)
E. taux d'autodécharge de la batterie: D (h-1)
Les paramètres D et E sont des constantes empiriques qui dépendent des caractéristiques de la
batterie.
L'état de charge (en %) a une relation linéaire à la tension en circuit ouvert aux bornes de la
batterie. SOC1 peut être estimée sur la base des tensions actuelles en circuit ouvert borne de
la batterie. La relation peut être estimée en utilisant le tableau suivant [83]:
Tension
12.63
12.54
12.45
12.39
12.27
12.18
11.97
11.76
Etat de charge (%)
100
90
80
75
60
50
25
Complètement déchargé
La tension aux bornes de la batterie est donnée par:
Équation III-39
Où V1 et R1 sont gouvernés par un ensemble différent d'équations en fonction du mode de
fonctionnement. Le courant de la batterie (Ibat) est positif lorsque la batterie est en mode de
charge et négatifs lorsque la batterie est en mode décharge (Figure III-21).
92
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
R1
V1
Ibat
Vbat
Figure III.20 : Modèle simplifié d’une batterie [83][85]
A. Mode de charge [83][85]
Équation III-40
Équation III-41
Où SOC(t) sont l'état de charge actuel (%).
SOC(t) sera défini par un ensemble d'équations détaillé dans la section suivante.
B. Mode décharge [83][85]
Équation III-42
Équation III-43
La partie la plus difficile du modèle de batterie est précisément d'estimer une valeur de SOC
(t).
C'est fondamentalement l'équation du bilan d'énergie en calculant la valeur de l'incrément de
SOC que l'incrément de l'énergie dans un différentiel de temps en tenant compte de
l'autodécharge et l'efficacité de décharge de charge.
Pour cette équation, le temps est supposé avoir des unités de seconde certains termes doivent
être divisés par 3600 afin que les SOC est en Wh. Cette valeur peut être modifiée pour
compenser les unités de temps de minutes (60), heures (1), ou tout autre accroissement
(divisions / heure).
Équation III-44
Par l'intégration, on peut résoudre des SOC (t)
=SOC
Équation III-45
93
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
III.3.2.3 Résultat de simulation
Nous avons effectué la simulation, à partir paramètres de la batterie. Les figures suivantes
présentes courant & la tension de la batterie, on a tracé la variation de tension (charge
/décharge) de sortie d’une batterie pour un courant donné.
20
15
10
Courant (A)
5
0
-5
-10
-15
-20
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
6
7
8
9
10
Temps (Heures)
24.2
24
Tension (V)
23.8
23.6
23.4
23.2
23
22.8
0
1
2
3
4
5
Temps (Heures)
Figure III-21 : Courant & la tension de la batterie
94
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
Dans cette partie, nous présentons les équations mathématiques qui régissent les phénomènes
dans une pile à combustible à oxyde solide (SOFC) qui on a classé en deux parties, dans la
première partie, nous décrivons le modèle qui va montrer les phénomènes électrochimique
dans la pile SOFC à haute température suivant le modèle de la bibliographie, dans la
deuxième partie nous démontrons un modèle qui montre les phénomènes de transfert de
chaleur, de masse et de quantité de mouvement dans les différentes parties de la pile SOFC
(électrolyte et électrodes) suivant les différentes type de source de chaleur.
III.3.3 Modèle d’une Piles à combustible SOFC
Dans littératures, il existe plusieurs modèles, mathématique, physique et électrochimique qui
sont nécessaires pour simuler le comportement de SOFC. Le modèle électrique permet de
calculer le point de fonctionnement en fonction de la température et de la pression. Notre
étude se concentre sur l’étude de SOFC tubulaire via le modèle électrochimique.
Dans cette section, un modèle dynamique d’une pile à combustible SOFC tubulaire est
présenté en fonction de ces propriétés thermodynamique et électrochimiques, et sur la
conservation de la masse et l’énergie. Le modèle de double couche est pris en compte dans ce
modèle. Le modèle montre le potentiel d’être utile dans les études SOFC tels que le contrôle
en temps réel des SOFC et de ses applications de production décentralisée.
III.3.3.1 Développement du modèle dynamique
Dans cette section, une approche mathématique est présentée pour la construction d’un
modèle dynamique d’une pile SOFC. Pour simplifier l’analyse, les hypothèses suivantes sont
faites :
Anode
Cathode
Charge
-
e
e-
Fuel Inlet
Air Inlet
O2
-
e
H2
O2-
N2
H2
Fuel outlet
Air outlet
O2
x
0
Figure III-22 : Diagramme de fonctionnement d’une pile
O2 à combustible SOFC [86]
H2O
95
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
Un schéma fonctionnel d'une pile SOFC est montré dans la Figure III.22. Deux électrodes
poreuses (anode et cathode) sont séparées par un électrolyte solide en céramique. Ce matériau
d'électrolyte (normalement denses d'oxyde d'yttrium-zirconium stabilisé) est un excellent
conducteur négativement ionisé (O =) à haute température.
Analyse à une dimension
O2- conduite en électrolyte sont des gaz parfaits.
H2 combustible est plus stœchiométrique que d’O2- en cathode.
H2 et O2- ont un uniforme de pression partiel qui est diminué le long du canal anode, tandis
que la pression partielle de la vapeur d’eau sous pression partielle soit uniforme.
Localement, la capacité thermique est utilisée dans l’analyse thermodynamique et la
température effective de circulation de gaz dans les canaux de gaz (anode et cathode) est
représentée par sa valeur moyenne arithmétique [86-87] :

ch
in
out
Tgaz
 Tgaz
 Tgas

Équation III-46
2
La zone de combustible n’est pas modélisée dans le modèle thermique de SOFC. L’air est
supposé être préchauffé.
III.3.3.2 Pression partielle effective
Dans ce modèle, les expressions pression partiel de H2, O2 et H2O en anode et cathode et leur
valeur efficaces sur les sites de réaction réel sont fonction des paramètres opérationnelles de
la pile à combustible (température, combustible, pression de la cathode et l’anode),
paramètres physiques et électrochimique de la pile à combustible, cette pression partiel est
utilisé pour calculer la tension de sortie de la pile.
Comme le montre la Figure III.22, lorsque le courant de charge est en cours d’élaboration, H2
et O2 diffuse à travers les électrodes poreuses pour atteindre les sites de réaction, et le réactif
H2O sera diffusé à l’anode. En conséquence, la pression partielle H2, H2O et O2 seront formé
graduellement le long des canaux de l’anode et la cathode lorsque la pile à combustible est
sous charge. En supposant que la variation des pressions partielles est uniforme. Les valeurs
moyennes arithmétiques sont utilisées pour présenter l’ensemble effectif des pressions
partielles des gaz dans les canaux.
Les pressions effectives partielles de H2, O2 sur les sites de réaction réelle sera moins que
ceux dans les canaux d’écoulement de gaz due à la diffusion de masse. En revanche, la vapeur
partielle la pression sur les sites de réaction est plus élevée que dans le canal d’écoulement
anode. Pour calculer la tension de sortie de pile à combustible, les pressions efficaces partielle
de H2, H2O et O2 au les sites de réaction doivent être déterminées. Dans un mélange gazeux
constitué d’espèces N, la diffusion du composant i à travers les électrodes poreuses peut être
décrite par la formulation de Stefan-Maxwell [86][87].
p Hch2 
p
in
H2
 p Hout2

Équation III-47
2
96
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
p
ch
H2 0
p

p0ch2 
xi 
Où
p
in
H2 0
in
02
 p Hout2 0
 p0out2

Équation III-48
2

Équation III-49
2
RT N xi N j  x j N i
 D
P j 1
i, j
Équation III-50
xi x j  fraction molaire de la matière i(j) ;
D i , j diffusivité binaire effective de pair i-j (m²/s) ;
N i N j  flux superficielle de gaz i(j) [mol/(m² .s)] ;
R constante de gaz, 8.3143 J/(mol.K) ;
T température de gaz (K) ;
P pression du gaz (Pa).
Dans le canal de l’anode, le courant de gaz est un mélange de H2 et H2O. Dans le processus de
transport à une dimension le long de l’axe des x, illustré à la Figure III-22, la diffusion de H2
peut être simplifiée [86].
dx H 2
dx

RT  x H 2 N H 2O  x H 2 0 N H 2
DH 2 , H 2 0
Pach 




Équation III-51
Le flux molaire de H2 et H2O peuvent être déterminées par la loi de faraday
N H2  N H2 0 
idem
2F
Équation III-52
Notez que x H 2  x H 2O  1 , l’équation III-52 peut être comme suit :
dp H 2
dx

RT
DH 2 , H 2O
idem
2F
Équation III-53
De même, nous pouvons obtenir l’équation de diffusion à une dimension de Stephan-Maxwell
pour H2O.
dp H 2O
dx

RT
D H 2 , H 2O
idem
2F
Équation III-54
L’intégration des équations III-53 et III-54 par rapport à x pour la surface du canal de l’anode
sur le site de réaction réel.
p H* 2  p Hch2 
RTla
idem
2FDH 2 , H 2O
Équation III-55
97
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
p H* 2O  p Hch2O 
RTla
idem
2 FDH 2 , H 2O
Équation III-56
Dans le canal de la cathode, l’oxydant est l’air qui se compose principalement de O2 et N2 qui
est xO2  x N 2  1 , on applique la même procédure que ci-dessus, l’équation de Stephan
Maxwell pour O2 est exprimer comme suit :
dxO2
dx

RT  xO2 N N 2  x N 2 N 02
D0 2 , N 2
Pcch 




Équation III-57
Comme l’azote ne participe pas à la réaction chimique, le flux molaire net d’azote normal à la
surface de la cathode peut être mis à zéro :
N H2  0
Équation III-58
Le flux molaire d’O2 est déterminé par la loi de faraday :
N 02 
idem
4F
Équation III-59
L’équation peut être exprimée comme suit :
dxO2
dx



RTidem
xO2  1
4 FPcch DO2 , N 2
Équation III-60
Par similitude, à l’anode, l’effective pression de l’oxygène en site de réaction est exprimer
par :
 RTi deml c
pO* 2  Pcch  Pcch  POch2 exp 
 4 FPcch DO , N
2
2







Équation III-61
pO* 2 , pH* 2 0 et p H* 2 , est calculer à partir de Équation III-55, III-56 et III-61, sera utilisé dans
l’équation de Nernst pour extraire la tension de sortie de pile à combustible. Dans le
paragraphe suivant, les équations de conservation de la matière, qui seront également utilisés
pour déterminer la tension de sortie de pile à combustible, qui sera être développés.
98
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
III.3.3.3 Les équations de conservation de la matière
Le changement instantané de l’efficacité des pressions partielles d’H2 et la vapeur d’eau dans
le canal d’écoulement de gaz anodique peut être déterminé par les équations des gaz parfaits
comme suit [86-87-88] :
ch
Va dp H 2
i
 M Hin2  M Hout2 
RT dt
2F
Équation III-62
ch
Va dp H 2O
i
 M Hin2O  M Hout2O 
RT dt
2F
Équation III-63
ch
Vc dpO2
i
 M Oin2  M Oout2 
RT dt
4F
Équation III-64
Basé sur l’hypothèse (3), le débit massique de H2, H20 et O2 à l’entrée et de sortie des canaux
d’écoulement peut être exprimée comme suit :
M Hin2  M a  x Hin2  M a 
M Hout2  M a  x Hout2  M a 
p Hin2
p Hout2
 Ma  x
M
M
in
O2
 Ma  x
M
out
O2
 Ma  x
out
H 2O
in
O2
out
O2
 Ma 
 Ma 
 Ma 
Équation III-66
Pach
M Hin2O  M a  x Hin2O  M a 
out
H 2O
Équation III-65
Pach
p Hin2O
Équation III-67
Pach
p Hout2O
Équation III-68
Pach
pOin2
Équation III-69
Pach
pOout2
Équation III-70
Pach
En réécrivant l’équation III-62, équation III-63 et équation III-64 on trouve :
dp Hch2
dt
dpHch2O
dt

2M a RT in 2M a RT ch
RT
pH2 
pH2 
i
ch
ch
2 FVa
Va p a
Va p a

2M a RT in
2M a RT ch
RT
p H 2O 
p H 2O 
i
ch
ch
2 FVa
Va p a
Va p a
99
Équation III-71
Équation III-72
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
dpOch2
dt

2M c RT in 2M c RT ch
RT
pO2 
pO2 
i
ch
ch
2 FVc
Vc pc
Vc pc
Équation III-73
En mettre les équations ci-dessus en forme de Laplace, nous obtenons :
 in

Pach
1
ch
P s  
I s 
 PH 2 s    a PH 2 0 
1   a s  
4 FM a

ch
H2
PHch2O s  
 in

Pach
1
ch




P
s


P
0

I s 
 H 2O
a H 2O
1   a s  
4 FM a

 in

PcchC
1
ch
P s  
I s 
 PO2 s    a PO2 0 
1   c s  
4 FM c

ch
O2
Avec les constantes de temps :  a 
Équation III-74
Équation III-75
Équation III-76
V P ch
Va Pach
c  c c
2M c RT
2M a RT
Les significations des constante de temps  a est qu’il faudra quelques secondes pour remplir
V
un réservoir de volume a 2 a la pression Pach , si le débit massique est M a . De même pour
c .
III.3.3.4 La tension de sortie de la pile à combustible
La réaction globale dans une pile à combustible SOFC est [89]:
2 H 2  O2  2 H 2 0 ( g )
L’eau produite par la réaction est sous forme gaz. L’équation de Nernst correspondante pour
calculer le potentiel réversible est [86] :
Ecell
 
 
ch 2
ch
RT  p H 2  pO2 

 EO ,cell 
ln 
4 F  p Hch 0 2 
é


Équation III-77
E 0 ,celll est fonction de la température et peut être écrit par l’équation suivante :
E0,celll  EO0 ,cell  k E T  298
Équation III-78
Avec E 0 ,celll est le potentiel standards de référence à l’état standard, 298 K et 1 atm.
100
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
E celll Calculer précédemment équation III-77, représente la tension en circuit ouvert de la pile
à combustible.
Toutefois, lorsque la pile est sous charge, sa tension de sortie est inférieure en raison des
pertes d’activation, chute de tension ohmique de résistance et de la concentration. La tension
d’une cellule peut donc s’écrire :
Vout  E cell  Vact,cell  Vohm,cell  Vconc,cell
Équation III-79
La tension de sortie de la pile à combustible peut être obtenue :
Vout  N cellVcell  E  Vact  Vohm  Vconc
Équation III-80
Pour calculer la tension de sortie de la pile à combustible, nous intéresserons aux différentes
chutes de tension attachées aux phénomènes dissipatifs irréversibles existant dans une pile à
combustible. Les trois dessus des chutes de tension seront calculés :
III.3.3.5 Phénomènes électrochimiques
Nous nous intéresserons aux différentes chutes de tension attachées aux phénomènes
dissipatifs irréversibles existant dans une pile à combustible.
A - Chute de tension d’activation
La polarisation d’activation est provoquée par une réaction d’électrode lente, nécessitant une
énergie d’activation pour se produire. En effet, pour qu’une réaction chimique ou
électrochimique puisse démarrer, les réactifs doivent franchir une barrière d’activation.
L’équation de Buter-Volmer est utilisée pour calculer la chute de tension d’activation [86].

zFVact  
 zFVact 

i  i0  exp 
  exp  1   

RT 
RT  



Où
Équation III-81
i0 courant d’échange apparent
β coefficient de transfert d’électron
i0 le courant d’échange apparent, qui est essentiellement fonction de la
température
i0  k a1 .T . exp  k a 2 / T 
Équation III-82
Où ka1,ka2 sont des constantes empiriques
Sous condition d’activation élevée, le premier terme d’équation III-71 est beaucoup plus élevé
que le second terme et l’équation de Tafel [90] peuvent être obtenue à partir d’ d’équation III71 (on néglige second terme), ainsi :
Vact,cell 
RT  i 
ln  
zF  i0 
Équation III-83
101
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
L’équation III-83 donnera une valeur non raisonnable de Vact lorsque i=0. Selon la valeur β
est d’environ 0.5 pour les applications de piles à combustible, et l’équation III-83 peut être
écrite comme suit :
Vact,cell 
 i 
2 RT

sinh 1 
zF
2
i
 0
Équation III-84
La résistance d’activation équivalente est définie par :
Ract,cell 
Vact,cell
i

 i 
2 RT

sinh 1 
zFi
2
i
 0
Équation III-85
Selon l’équation III-75, la chute de tension d’activation sera égale à zéro lorsque la charge est
en cours. La chute de tension ohmique et de la concentration est égale à zéro lorsque la pile à
combustible n’est pas chargée (i=0). Cependant, même si la pile SOFC est en circuit ouvert, la
tension de sortie est inférieure à la valeur théorique donnée par l’équation III-75. La tension
d’activation est donnée par la relation suivante, cette approche est similaire au fonctionnement
de la pile PEMFC :
Vact,cell   0  1T  iRact,cell  Vact0,cell  Vact1,cell
Équation III-86
Où
 0 constante d’activation (V)
 1 coefficient de température (V/K)
Vact 0,cell   0   1T est la partie de chute de l’activation affectée par température interne de la
pile à combustible, tandis que Vact1,cell  iRact,cell est dépendant de la température.
B - La polarisation ohmique
Elles sont dues à la résistance que rencontre le flux d’ions en traversant la membrane et la
résistance que rencontrent les électrons dans les électrodes. La résistivité des matériaux de la
pile dépend de différents facteurs tels que la température et la concentration en groupement
ionique. Cette polarisation ohmique est présentée par l’équation suivante [91]
Vohm,cell  Vohm,elec  Vohm,int rc  iRohm,cell
Équation III-87
Rohm ,cell normalement diminuer au fur à mesure que la température augmente, elle est
exprimer par :
Rohm,cell
b
aelecyt exp eleccyt
T


Acell



b
aint erc exp int erc 
T

 int erc
elecyt 
Acell
102
Équation III-88
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
C - La polarisation de concentration
Lorsque la demande en courant augmente, le système devient incapable de maintenir la
concentration nécessaire des réactifs. Ceci conduit à un effondrement rapide de la tension aux
bornes de la pile. Plusieurs facteurs contribuent à la polarisation de concentration : la faible
diffusion du gaz à travers les électrodes poreuses, la dissolution des réactifs ou produits dans
l’électrolyte, la diffusion des réactifs ou des produits du site de la réaction vers l’électrolyte
ou l’inverse. A des densités de courants élevées, la faible vitesse de transport des réactifs ou
des produits vers le site de la réaction est la contribution majeure à la polarisation de
concentration. Des pertes liées aux cinétiques de transfert (d’alimentation) des réactifs
peuvent être exprimées par l’équation suivante [88] :
Vconc,cell
Vconc,a
 
 
 
 
ch 2
ch

 p* 2  p*
RT   p H 2  pO2 
O2
  ln  H 2

ln 
2
2
ch
*
4F   pH 0

 pH 0
2
2


 


ch
RT  1  RTla iden  / 2 FDH 2 0, H 2 p H 2 0

ln 
2 F   1  RTla iden  / 2 FDH 2 0, H 2 p Hch2

Vconc,c  
RT   1
ln 
4 F   pOch2
 

   Vconc,a  Vconc,c



 

 RTidenl c
 pcch  pcch  pOch2 exp
 4 Fpcch DO , N

2
2



Équation III-89
Équation III-90
  
  
  
  
Équation III-91
La résistance équivalente à la chute de tension de concentration peut être calculée comme
suit :
Rconc,c 
Vconc,cell
Équation III-92
i
III.3.3.6 Modèle dynamique de la pile à combustible
Le schéma électrique équivalent de la pile à combustible est représenté dans le schéma
électrique (Figure III-23), au premier ordre. Il y a un retard dans les pertes d’activation et
concentration. Ceci est représenté par les résistances Ract et Rconc respectivement. Ce retard est
la cause du phénomène de double couche. Le phénomène de double couche apparaît au
contact entre l’électrode et l’électrolyte de différentes natures. Au mécanisme de transfert de
charge se couple un processus interracial : pour tout point de fonctionnement de la pile, des
électrons s’accumulent du côté de l’électrode, et des protons s’accumulent du côté électrolyte
sans isolement. Il existe donc à cette interface une double couche électrochimique
(phénomène de Halmolzt), qui se comporte comme un condensateur. Les pertes ohmiques ne
sont pas affectées par le phénomène de double couche. Il est directement relié par le courant,
représenté par la Rohmic. La capacité équivalente de la double couche C est positionnée en
parallèle avec Ract et Rconc pour tenir compte de l'effet dynamique de ces chutes de tension.
103
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
Ce résultat est observé lors de connexion en série avec la tension de Nernst
(thermodynamique potentielle) et le voltage ohmique.
i
+
Vohmic,cell
Ract,cell
C
Vcell
L
O
VC,cell
A
Rcon,cell
D
E Nernst
-
Figure III-23 : Modèle dynamique de la pile à combustible SOFC.
La tension à la borne de la capacité est donnée par la relation suivante [88]:
dVC ,cell 

Ract,cell  Rconc,cell 
VC ,cell   i  C
dt 

Équation III-93
Effet de la double couche de charge est intégré dans la modélisation, la tension de la pile à
combustible ainsi obtenu :
Vcell  E cell  VC ,cell  Vact0,cell  Vohm,cell
Équation III-94
La tension de sortie de SOFC est calculer à partir de l’équation III-80 et l’équation III-94 :
104
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
III.3.3.7 Bilan énergétique de la thermodynamique
Le profil de section transversale et de transfert de chaleur à l’intérieure de tube de SOFC est
présenté dans la figure III-24. Un avantage de cette structure tubulaire est qu’il élimine les
problèmes d’étanchéité entre les cellules puisque le support tube de chaque cellule est fermé à
une extrémité. L’air est alimenté en tube par une alimentation en air central (AST). Le gaz
combustible coule à l’extérieur de la cellule (surface de l’anode) et en parallèle direction à
l’air [84-85]. L’analyse thermique pour le réformateur de combustible et de combustion n’est
pas incluse dans ce modèle. Les échanges de chaleur entre les cellules ne sont pris en compte
dans ce modèle en supposant que différences de température entre les cellules adjacentes
peuvent être négligés. Le transport de chaleur à l’intérieure du pile à combustible se fait
principalement au moyen de rayonnement, la convection, et le débit massique.
qfeul,conv
Fuel
qfeul,flow
Fuel cell
qrad
qflow,air,ann
Air
qflow,air,AST
qconv,outer
Air supply Tube
qconv,inner
qconv,ann
qgen
Fuel cell
Fuel
Figure III-24: Les modes de transferts thermiques au niveau de la pile à combustible SOFC [86].
La chaleur produite par la réaction chimique à l’intérieur de la pile à combustible peut être
écrite comme suit [86] :



q gen
 qchem
 qelec
Équation III-95
L’énergie libérée pendant une réaction chimique est donnée par la relation suivante :

qchem
 nH 2 ,consumed  H
Équation III-96
ou ΔH est l’enthalpie de réaction au niveau de la pile à combustible
105
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
La puissance réelle de sortie est définie :

q elec
 Vout  i
Équation III-97
L’analyse d’équilibre thermodynamique et de l’énergie pour les différentes parties intérieures
de la cellule est discutée ci-dessous [86-87] :
A -Tube de la pile



qin ,cell  q gen
 qchem
 qelec
Équation III-98






qout
,cell  qrad  qconv,ann  q flow,air ,ann  qconv, fuel  q flow, fuel
Équation III-99



q net
,cell  q in ,cell  q out ,cell  mcell C cell
dTcell
dt
Équation III-100

4
4

qradl
  *AST AAST ,outer Tcell
 TAST
Équation III-101

qconv
,ann  hcell AAST ,outer Tcell  Tair ,ann 
Équation III-102
q flow,air ,ann  M air M mw,air Cair Tin,air ,ann  Tout ,air ,ann 
Équation III-103

qconv
, fuel  hcell Acell,outer Tcell  T fuel 
Équation III-104
q flow, fuel  q flow,H2  q flow, H2O


Équation III-105

out
in
q flow, H 2  M Hin2  M Hout2 T fuel
 T fuel
C H 2 M mw, H



Équation III-106
2
out
in
q flow, H 2  M Hin2O  M Hout2O T fuel
 T fuel
C H 2O M mw, H O
Équation III-107
2
B - Combustible


qin ,cell  qconv
, fuel  q flow, fuel
Équation III-108


qout
,cell  q flow, fuel
Équation III-109



q net
,cell  q in ,cell  q out ,cell  mcell C cell
dT fuel
dt
106
Équation III-110
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
C - L’air entre pile et air tube (AST)


qin ,air ,ann  qconv
,cell,ann  q flow,air ,ann
Équation III-111


qout
,air ,ann  q flow,air ,ann
Équation III-112



q net
, air , ann  q in , air , ann  q out , air , ann  m air , annl C air
dTair ,ann
dt
Équation III-113
D -air


qin , AST  qrad
 qconv
, AST ,outer
Équation III-114



qout
, AST  qcon, AST ,inner  q flow,air , AST
Équation III-115



q net
, AST  qin , AST  q out , AST  m AST C AST
dTAST
dt
Équation III-116

qconv
, AST ,outer  hAST ,outer AAST ,outer Tair ,cell  TAST 
Équation III-117

qconv
, AST ,inner  hAST ,innerr AAST ,anner TAST  Tair , AST 
Équation III-118

qair
, flow, AST  M air Cair Tin ,air , AST  Tout ,air , AST 
Équation III-119
E-Air de AST



qin ,air , AST  qout
, AST  q fconv, AST ,inner  q flow,air , AST
Équation III-120


qout
,air , AST  q flow ,air , AST
Équation III-121



q net
, air , AST  q in , air , AST  q out , air , AST  m air C air , AST
dTair , AST
dt
Où
m masse (kg)
Ci capacité thermique spécifique de matière i [J/(mole.K),or J/(kg.K)] ;
h cœfficient de transfert thermique
A surface (m²)
Mi nombre de mole de la matière (mol/s)
Mmw,i poids moléculaire de la matière (mol/s)
ε l’émissivité
σ stefan-Boltzmann constant, 5.6696 x 10-8 W.m-2.K-4
107
Équation III-122
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
Les exposants et les indices dans les équations ci-dessus sont définis comme suit:
Ann : anneau de la pile à combustible
AST : l’air circulant dans le tube
ch : canal de l’anode/cathode
chem : chimique
conv : convection
consumed : matière consommé dans la réaction chimique
gen : matière (énergie) générer dans la réaction chimique
flow : flux thermique échangé
inner/outer : Intérieure/extérieure
mw : poids moléculaire (kg/mol)
net : la valeur net
rad : radiation
* : valeur effective
III.3.3.8 Résultats de simulation de la Pile à combustible SOFC
Les résultats de la figure III.25 présentent la tension d'une cellule d'une pile SOFC de
configuration géométrique tubulaire suivant trois températures de fonctionnement de la pile ;
800 K, 900 K et 1000 K. La tension de la cellule varie fortement avec la température lorsque
la température passe de 800 à 1000 K.
1.4
1000°C
900°C
800°C
1.2
Tension Vcell (V)
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
0
20
40
60
80
100
120
Courant (A)
Figure III-25 : Courbes caractéristiques d’une cellule SOFC;
Influence de la température constante
108
140
160
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
1400
Température (°C)
1350
1300
1250
1200
1150
0
20
40
60
80
100
120
140
160
Courant (A)
Figure III-26 : Courbes caractéristiques de température d’une cellule SOFC
L’influence de la température sur les pertes au niveau de la pile à combustible SOFC est
présentée dans la figure III-27. On remarque que l’élévation de la température à un grand
impacte sur la caractéristique de la cellule notamment pour les pertes ohmiques et les pertes
d’activation des charges ; pour une variation de température de 700°C à 900° la tension chute
grossièrement notamment pour les grandes variations de densité de courant de la pile à
combustible. Tandis que, l’élévation de la température à un faible influence sur les pertes de
concentration. Point de fonctionnement de la pile à combustible est fonction des paramètres
des pertes (pertes ohmique, de concentration et d’activation) et de la température.
0.8
900°C
900°C
900°C
800°C
800°C
800°C
700°C
700°C
700°C
0.7
0.6
Tension (V)
0.5
Polarisation ohmique
Polarisation de concentration
0.4
Chut de tension d'activation
0.3
0.2
0.1
0
0
20
40
60
80
100
120
140
Courant (A)
Figure III-27 : Trois pertes d’une cellule SOFC avec variation de la température.
109
160
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
La Figure III-28, représente la caractéristique tension-courant et courant-puissance d’un stack
de 5kW, pour une température de fonctionnement de l’ordre 1173K sous pression de l’anode
et de la cathode est égale à 3 atm.
110
6000
100
Puissance (W)
5000
90
80
4000
Tension (V)
70
60
3000
50
2000
40
30
1000
20
10
0
20
40
60
80
100
120
140
0
160
Courant (A)
Figure III-28 : Courbes caractéristiques I-V et de puissance I-P d’un Stack SOFC 5kW
Réponse dynamique et thermique d’une pile à combustible SOFC
La charge du courant utilisé est un step qui varie de 0 à 80 A en 100 s et à 30 A en 800s.
120
100
Courant (A)
80
60
40
20
0
0
2000
4000
6000
8000
10000
Temps (s)
Figure III-29 : Courbe d’un step de courant (charge)
110
12000
14000
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
110
900°C
800°C
700°C
100
90
Tension (V)
80
70
60
50
40
30
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
Temps (s)
Figure III-30 : Réponse dynamique d’une pile à combustible SOFC
La température correspondante au fonctionnement de la tension dynamique de sortie de la pile
SOFC est représentée dans la figure III-31 sous dessous :
900°C
800°C
700°C
1250
Tempurature (K)
1200
1150
1100
1050
1000
950
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
Temps (s)
Figure III-31 : Réponse Thermique d’une pile à combustible SOFC
111
14000
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
III.3.4 Electrolyseur d’eau
Un électrolyseur d’eau alcalin réelle se compose de plusieurs cellules connectées en série. Le
modèle présenté est basé sur les caractéristiques d’une seule cellule. Le calcule de la tension
de fonctionnement requis, les taux de production de masse de flux de l’hydrogène et
l’oxygène, et la génération de chaleur interne sont tous fait sur une basse d’une cellule, tandis
que la valeur correspondante d’une unité d’électrolyseur, tout simplement en multipliant par
le nombre de cellules en série. Le calcule de la température de fonctionnement est basée sur
un ensemble de coefficient de transfert thermique et une capacité thermique localisée pour un
électrolyseur.
III.3.4.1 Relation entre le changement de l’énergie de Gibbs et le potentiel de la cellule
L’analyse thermodynamique nous permet de démontrer que, pour une réaction réversible le
travail électrique We nécessaire pour séparer l’eau est égal à la variation de l’énergie de Gibbs
ΔG. C’est Wel=ΔG. L’énergie électromotrice électrique E est relie avec le travail électrique
We=q E, avec q est la charge électrique, qui circule dans le circuit de la cellule.
Selon la loi de Faraday, nous avons [47]:
We  G  qE  nFE
Équation III-123
Où n nombre de mole d’é transférés par mole d’eau (n=2)
E fem appliqué V
F constante de faraday. F=96.485 C mol-1
La fem d’un processus électrochimique réversible est appelé la tension réversible. De
l’Équation III-115, on voit que la tension réversible Urev d’une cellule peut être exprimée par
[64] :
U rev 
G
nF
Équation III-124
De manière analogue, la demande totale d’énergie H est liée à la tension thermoneutre par
l’expression suivante [64] :
U tn 
H
nF
Équation III-125
Par conséquent, Urev et Utn est tout simplement la notation pour les valeurs de l’énergie G et
H, respectivement. En condition standard Urev=1.229 V et Utn=1.482 V, mais ces
changements avec la température et de pression, de manière analogue avec G et H.
112
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
III.3.4.2 Caractéristiques Tension-Courant d’un électrolyseur
La cinétique d’électrode d’une cellule d’électrolyse peut être modélisée à l’aide d’un
empirique modèle. Les modèles empiriques U-I pour l’électrolyseur ont été suggérés par
Griesshaber et Sick (1991), Hug et al. (1992), Havre et al. (1995), et Vanhanen (1996). La
caractéristique utilisée dans notre travail est basée sur le modèle de Griesshaber [67].
U  U rev 
r
t

I  s log  I  1
A
A

Équation III-126
Avec
r paramètres de la résistance ohmic de l’électrolyte (i = 1…2)
s, t paramètres de surtension en électrodes (i = 1…3)
A surface de l’électrode, m2
Afin de modéliser correctement la dépendance de la température de la surtension, Ulleberg
(1997), proposée un modèle plus performant, qui prend en compte la température, la
résistance ohmique, les cœfficients de surtension [67].
U  U rev 

r1  r2 T
I  s1  s 2 T  s 3T 2
A
 log t
1
1


 t 2 T  t3 T 2
I  1

A

Équation III-127
Avec
ri paramètres de la résistance ohmic de l’électrolyte (i = 1…2)
si, ti paramètres de surtension en électrodes (i = 1…3)
A surface de l’électrode, m2
T température de l’électrolyte, °C
III.3.4.3 Modèles thermiques d’électrolyseur
La température de l’électrolyte de l’électrolyseur à une influence direct sur les performances
de l’électrolyseur. L’énergie thermique générée interne est due aux lacunes dans les cellules,
une partie est stockée dans les masses entourant et une partie est transférée à la température
ambiante, soit par des processus naturels ou par refroidissement auxiliaire. Ainsi, de la théorie
de base de transfert de chaleur (Incropera and DeWitt, 1990), Ulleberg propose trois options
pour calculer la température T pour un simple modèle thermique [67], nous proposons ici l’un
des modèles :




Qgen
 Qstore
 Qloss
 Qcool
Équation III-128

Qgen
 nc U  U tn I  ncUI 1  e 
Équation III-129
dT
dt
Équation III-130
1
T  Ta 
Rt
Équation III-131

Qstore
 Ct

Qloss


Qcool
 Ccw Tcw,i  Tcw,o 
Équation III-132
113
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
Où
nc nombre de cellule en série
U tension V
Utn tension thermoneutre V
I courant A
ηe rendement énergétique
Ct capacité thermique de l’électrolyte, JK-1
T température de l’électrolyte °C
Rt résistance thermique KW-1
Ta température ambiante°C
Ccw capacité thermique de l’eau de refroidissement JK-1
Tcw,i,Tcw,o température de l’eau de refroidissement (in et out),°C

k
Tcw,o  Tcm,i  T  Tcw,i 1  exp HX
 C cw




Équation III-133
Avec kHX coefficient d’échange effectif thermique pour le processus de refroidissement. Est
obtenu par une équation empirique suivante :
k HX  hcond  hconv .I
Équation III-134
Où
hcond coefficient de conduction thermique (W/°C)
hconv coefficeint de convection thermique [W/(°C.A)]
III.3.4.4 Production d’hydrogène (effet de faraday)
Selon la loi de faraday, le taux de production d’hydrogène dans une cellule d’électrolyseur est
directement proportionnelle à la vitesse de transfert des électrons au niveau des électrodes, qui
à son tour est équivalente à la courant électrique dans le circuit extérieur. Par conséquent, le
taux de production totale d’hydrogène dans un électrolyseur, qui se compose de plusieurs
cellules connectées en série.
Les débits d’hydrogène et d’oxygène consommés par une pile ou produits par un électrolyseur
(Équation III-135) et (Équation III-136) sont directement proportionnels à l’intensité et au
rendement faradique de l’appareil selon les équations suivants [64]:
A. Pile à combustible
Fgaz 
nc  I
F
n F
Équation III-135
B. Electrolyseur
Fgaz 
nc  I 1

n  F F
Équation III-136
114
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
Avec
Fgaz : flux de gaz (mol/s)
nc : nombre de cellules
I : intensité du courant de l’appareil
ηF : rendement faradique (%) et n le nombre de moles d’électrons échangées
par mole d’eau (n = 2 pour l’hydrogène, n = 4 pour l’oxygène).
Pour modéliser le rendement faradique, il existe un modèle universel dans littérature donnée
par la relation suivante [67]:
F


2

    3T   4 T
  1 exp 2
 5
I

Ac



  6T   7 2 

2
I 

 A 
c


Équation III-137
Avec
ζi paramètre du faraday (i=1…….5)
T température de la pile à combustible ou électrolyseur, [°C]
I courant de composant, [A]
Ac surface de l’électrode, [m²]
III.3.4.5 Stockage gaz
Notre modèle qui nous permet de modéliser le stockage des gaz est le modèle du gaz
réels de Van der Waals [64] :
P  nRT a n 2
V nb
V
2
a
27  R 2  Tcr 2
64  Pcr
Équation III-138
b
et
R  Tcr
8  Pcr
Avec
P est la pression (Pa)
n le nombre de mole (mol)
R constante des gaz parfaits (8,314 J.K-1mol-1)
T température (K)
V volume du stockage (m3)
Tcr température critique (°K)
Pcr pression critique (Pascal)
115
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
III.3.4.6 Résultats de simulation d’Electrolyseur
La Figure III-32 présente le modèle de l’électrolyseur comprenant plusieurs blocs : électrique,
thermique et hydraulique. La présentation du système de la pile à combustible est identique.
Seuls le modèle et les paramètres diffèrent.
Figure III-32 : Modèle de l’électrolyseur
Les entrées du modèle sont la puissance demandée (PAC) ou fournie (EL) ainsi que la
température ambiante utiliser dans le modèle thermique. Les sorties sont le courant, la
tension, la température, la pression, le flux d’hydrogène et oxygène produits ou consommés.
Les paramètres du modèle d’électrolyseur [67]
Paramètre
r1
r2
Kele
t1
t2
nc
krev
Celec
RT,elec
A
Kf1
Kf2
hcond
hconv
ncm
Ccm
Valeur
8.05 x 10-7 ohm.m²
-2.5x10-7 ohm.m²/°C
0.185 V
-1.002 m²/A
8.424 m².°C/A
40
1.93x10-3 V/°C
6.252X105 J/°C
0.167 °C/W
0.25 m²
2.5x104 A/m²
0.96
7.0 W/°C
0.02 W/(°C.A)
600 kg/h
697.67 W/°C
116
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
A. Modèle électrique
Les caractéristiques tensions courant du modèle d’une cellule d’électrolyseur à des
températures différentes sont illustré dans la Figure III-33. Augmentation de la température
diminue la tension à l’intensité constante. Cette influence diminue pour les faibles intensités.
2.4
20°C
80°C
Tension d'une cellule El, V
2.2
2
1.8
1.6
1.4
1.2
1
0
50
100
150
200
250
300
350
Densité de courant, mA/cm²
Figure III-33 : Caractéristique courant tension d’une cellule électrolyseur Alcalin.
B. Modèle thermique
La Figure III.34 montre la réponse de la température du modèle, pour un stack d’électrolyseur
comprenant 5 cellules, la température ambiante et la température d’entrée de l’eau de
refroidissement sont fixé à 25°C. Pour notre cas de simulation, la l’intensité appliqué à 200
A. l’empilement des augmentations de température de 25°C à 55°C. La température augmente
lentement (9 heures). Le rendement faradique est représenté dans la figure III.30.
37.5
60
Tempurature (°C)
37
55
36.5
50
Tension El (V)
36
35.5
45
35
40
34.5
35
34
30
33.5
33
0
5
10
15
20
25
Temps (s)
Figure III-34 : Courbe de simulation de température au niveau d’électrolyseur
117
25
30
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
La température augmente la conductivité de l’électrolyte. Cela diminue les surtensions aux
électrodes. La tension des cellules étant diminuée, le rendement potentiel est amélioré. Par
contre, l’augmentation de la température diminue le rendement faradique d’un électrolyseur
alcalin et la pureté des gaz (Figure III-35).
100
90
25°C
40°C
80°C
80
Rendement (%)
70
60
50
40
30
20
10
0
0
50
100
150
200
250
300
350
Densité de courant (mA/cm²)
Figure III -35 : Influence de la température sur le rendement faradique d’un électrolyseur alcalin.
118
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
III.3.5 Les convertisseurs
Les convertisseurs génèrent des pertes énergétiques dans le système, ce qui se traduit par un
rendement de conversion inférieur à 1. On exprime le rendement de conversion selon
l’équation III-139 [92][93]:

PS
Pe
Équation III-139
Où Pe est la puissance en entrée du convertisseur et Ps, la puissance en sortie. On a alors :
Pe  PS  Ppertes
Équation III-140
Les pertes peuvent donc s’exprimer en fonction de Ps selon :

Ppertes  PS   1
   1
Équation III-141
On peut représenter les pertes de la manière suivante :
Ppertes  K0  K1  PS  K2  PS 
2
Équation III-142
K0 est relatif aux pertes à vide
K1 est relatif aux pertes par chute de tension dans les semi-conducteurs
K2 est relatif aux pertes joules
Macagnan propose de modéliser le rendement selon l’équation III-142. En négligeant les
pertes par chute de tension (coefficient K1), et en normalisant la puissance de sortie du
convertisseur par sa puissance nominale Pnom, on peut écrire :
PS

PS
Pnom
Pnom
P

 n0  m S

P
nom 

Équation III-143
2
Avec
10  100  9
10
n0 
1
99
et m  1
100
 n0  1
Équation III-144
En connaissant les valeurs du rendement à 10 % et à 100 % de Pnom (η10 et η100), on
détermine les valeurs des deux paramètres n0 et m qui permettent de calculer la valeur du
rendement du convertisseur pour toute puissance délivrée.
119
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
III.3.5.1 Les hacheurs (DC/DC)
Les niveaux de tension des appareils n’étant pas identiques, des hacheurs (convertisseurs
DC/DC) connectés en série avec les appareils permettent d’ajuster leur tension à celle du bus.
Ces convertisseurs entraînent bien évidemment des pertes d’énergie dans le système qui reste
cependant généralement faibles, les rendements étant généralement compris entre 0,95 et 0,99
[92]. On propose les valeurs suivantes pour les rendements à 10 % et à 100 % de Pnom :
10  0.93

100  0.98
D’après les équations ci-dessus, les valeurs de n0 et m sont donc :
n0  7.4  10 3

3
 m  13  10
La figure suivante illustre la variation du rendement d’un convertisseur DC/DC en fonction de
sa puissance de sortie normalisée.
1
0.9
Rendement convertisseur DC/DC
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
Ps/Pnom
Figure III-36 : Évolution du rendement du convertisseur DC/DC en fonction de sortie normalisée
III.3.5.2 L’onduleur (convertisseur DC/AC)
La charge étant alimentée en courant alternatif, un onduleur est donc présent entre le bus
continu et la charge (Figure III-37). Il existe diverses équations pour définir le rendement
d’un onduleur en fonction de la puissance délivrée. Nous utilisons la même formule de
Macagnan présentée précédemment dans l’équation III-143.
Pour notre onduleur, les valeurs des rendements à 10 et 100 % de Pnom sont :
 10  0.86

100  0.97
120
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
Les valeurs des paramètres n0 et m sont finalement :
n0  17  10 3

3
 m  18  10
La figure suivante permet d’observer qu’à 10 % de sa puissance nominale, le rendement de
l’onduleur atteint environ 0,85 tandis qu’à pleine puissance, il s’élève à environ 0,96. En
revanche, pour des faibles puissances (< 5 % de la valeur nominale), le rendement s’écroule
dramatiquement.
1
0.9
0.8
Rendement onduleur
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
Ps/Pnom
Figure III-37 : Evolution du rendement du l’onduleur en fonction de sortie normalisée
Ce modèle présente l’avantage d’être simple et de représenter fidèlement les pertes
énergétiques d’un convertisseur.
121
Chapitre III. Modélisation & Simulation du Système PV-H2-PAC
III.3.6 PMU - Power Management Unit
Le modèle du PMU permet définir les puissances de l’électrolyseur, de la pile à combustible
et de la batterie, en fonction de la puissance délivrée par le PV et celle demandée par la
charge. Pour les rendements de conversion, les équations utilisées sont précisées au
paragraphe précédent (Équation III-139 à Équation IV-143).
La charge à délivrer par le système est la somme de la puissance demandée par l’utilisateur et
de la consommation intrinsèque du système.
Pour la gestion d’énergie au sein du système, trois cas sont distingués :

Le champ solaire ne satisfait pas la demande : la pile fournit le complément.

Il y a excédent d’énergie solaire mais la puissance supplémentaire est inférieure à la
puissance minimale de l’électrolyseur. L’excédent d’énergie est stocké dans la
batterie.

L’excédent solaire est fourni à l’électrolyseur.
Aucun problème transitoire n’est pris en compte. La batterie n’est jamais déchargée. Les
essais sur le système complet permettront d’évaluer la gestion réelle, les rendements de
conversion et les phénomènes transitoires. L’algorithme de gestion est réalisé sur le bus DC.
On calcule les puissances réelles de chaque composant sur ce bus (Figure III.38).
PBatt ' 
PBatt
 Batt
P
PFC '  FC
 FC
P
PEL '  EL
 EL
Pch arge
P ' ch arge 
 ch arge
Ppv
P' pv 
 pv
PPV
ηPV
ηCharge
=
≈
P`charge
=
P`EL
=
PFC
=
PFC
P`PV
Pcharge
P`FC
P’EL
=
ηFC
P`Batterie
P
=
=
=ρ
EL
=
ηBatterie
=
PBatterie
Figure III.38 : Schéma du PMU - Calcul des puissances de chaque composant sur le bus
III.4 Conclusion
Une étude bibliographique de modélisation détaillée a été réalisées, les modèles des
composantes liées au développement du système hybride ont été étudiées et simulées. Une
attention particulière a été consacrée aux générateurs de génération d’énergie.
122
Chapitre IV. Etude de cas - Résultats de simulation
Etude de cas - RESULTATS DE
SIMULATION
IV.1 INTRODUCTION
Dans les deux derniers chapitres précédents, nous avons présenté les bases qui ont
permis de développer sous l’environnement MATLAB/Simulink, les modèles de simulation
de tous les composants du SEH PV-H2-SOFC illustré dans la Figure IV-1. Ces modèles de
simulation peuvent être utilisés de manière modulaire, ce qui permet d’adapter le modèle aux
objectifs des simulations.
Dans ce chapitre, structuré en deux parties, les simulations font appel à des situations variées
et représentatives de comportement de SEH PV-H2-SOFC. Une attention est focalisée sur le
comportement du SEH face aux variations climatiques et de charge, et nous analysons
l’efficacité de système d’énergie renouvelable hybride.
123
Chapitre IV. Etude de cas - Résultats de simulation
IV.2 ANALYSE DU COMPORTEMENT DYNAMIQUE DU SEH-PV-H2-PAC
Dans cette partie, nous allons analyser le comportement dynamique du SEH soumis à des
variations climatiques (éclairement), dans le but d’étudier l’efficacité des stratégies de
commande permettant aux sources d’énergie renouvelable d’optimiser le rendement
énergétique.
IV.3 SYSTEME SEH-PV-H2-PAC COMPLET
La Figure IV-1 présente l’architecture du système complet avec tous ses composants. Les
entrées du modèle sont les conditions climatiques et la charge demandée en fonction du
temps.
Le système complet permet de calculer les points de fonctionnement de chaque composant au
cours d’une année complète (pas de temps de 10 minutes).
Ce modèle est constitué de nombreuses boucles algébriques :

La pile et l’électrolyseur sont pilotés en puissance. Le modèle électrique étant la
tension en fonction de l’intensité, le point de fonctionnement doit être recherché pour
obtenir la puissance demandée.

L’autre boucle algébrique est celle du PMU. En effet, à l’instant t, on connaît la
puissance du PV, sa tension et la puissance demandée par la charge. Simulink est
l’outil idéal pour résoudre ce type de problème.
Figure IV-1: Modèle complet de notre système SHE-PV-H2-PAC
124
Chapitre IV. Etude de cas - Résultats de simulation
IV.4 SORTIES DE LA SIMULATION
Une fois que les paramètres énoncés dans les tableaux des paramètres des composants sont
renseignés et configurées et que les profils d’entrée sont définis (chapitre III), on peut alors
démarrer la simulation d’une année de fonctionnement. Les variables de sortie du simulateur
sont nombreuses. Pour chaque composant, les puissances d’entrée et de sortie sont
enregistrées sur toute la durée de simulation. On peut donc a posteriori suivre l’évolution du
rendement énergétique de chaque composant et évaluer les différentes pertes d’énergie dans le
système.
La Figure IV-2 présente l’évolution des puissances mises en jeu au niveau du bus continu du
système PV-H2-PAC sur une journée de simulation.
6000
PVmppt (W)
Pcons (W)
Ppac (W)
Pel (W)
5000
P(W)
4000
3000
2000
1000
0
0
5
10
15
20
Temps (h)
Figure IV-2 : Évolution des puissances échangées au niveau du bus DC pour une journée particulière de
fonctionnement du système SHE-PV-H2-PAC.
De 0 à environ 8 heures, la production d’électricité consommée par l’utilisateur est
entièrement assurée par le système pile à combustible.
Aux alentours de 8 heures, le champ PV prend le relais de la production pendant environ une
heure. Puis, sa production étant excédentaire, il peut alors en stocker une partie sous forme
d’hydrogène en alimentant le système électrolyseur.
Vers 18 heures, la production du champ PV n’est plus excédentaire (l’ensoleillement n’étant
plus suffisant), l’alimentation du système électrolyseur et par conséquent la production
d’hydrogène s’arrêtent. Mais elle permet tout de même l’alimentation de l’utilisateur jusqu’à
ne plus même lui suffire.
Le système pile à combustible se met alors en marche (vers 19 heures) pour fournir le
complément et finalement la totalité de la demande quand l’ensoleillement est nul.
125
Chapitre IV. Etude de cas - Résultats de simulation
IV.5 ANALYSE DU SYSTEME PV-H2-PAC
Nous avons choisi d’étudier le système PV-H2-PAC, uniquement dans le cas où il est
autonome sur une année de fonctionnement. La puissance des composants étant fixée, on
détermine la charge moyenne disponible et le volume de stockage nécessaire à l’autonomie du
système étudié. Cette démarche n’est pas habituelle car on dimensionne généralement un
système autonome pour une charge donnée.
Nous allons évaluer l’influence des différents paramètres du système afin de déterminer les
performances du banc d’essai actuel et celles des installations futures comportant les
modifications proposées au chapitre III.3.2. L’influence du profil de la charge est aussi
étudiée.
La localisation sélectionnée : ORAN (USTO). L’ensoleillement moyen est de 5,2 kWh/m² par
jour dans un plan incliné à 45° (inclinaison des panneaux photovoltaïques). La figure IV-3
décrit l’évolution de l’ensoleillement au cours de l’année [15].
Ensoleillement journalier moyen (KW/m²/jour)
5,3
5,6
6,1
6,3
6,2
6
5,7
5,1
4,6
1
2
3
4
5
6
7
4,0
8
9
10
11
4,0
12
3,7
Figure IV-3 : Ensoleillement journalier moyen à Oran (inclinaison 45°) en fonction du mois
126
Chapitre IV. Etude de cas - Résultats de simulation
IV.5.1 Comportement général du système PV-H2-PAC pendant une journée type
Nous allons évaluer l’influence de l’ensoleillement par rapport une charge journalière afin de
déterminer les performances du système étudié.
A. Par rapport au mois favorable
Nous avons choisi d’étudier le système PV-H2-PAC, dans le cas où il est autonome sur une
journée de fonctionnement. La journée choisie correspond à la condition climatique favorable.
Dans notre cas, il s’agit le mois de juin. L’ensoleillement moyen est de 6.2 kWh/m². La
Figure IV-4 décrit l’évolution de système au cours de la journée.
6000
Ppv(W)
Pcharge(W)
Ppac(W)
Pel(W)
5000
Puissance (W)
4000
3000
2000
1000
0
0
5
10
15
20
Temps (h)
Figure IV-4 : Évolution des puissances échangées au niveau du bus DC pour une journée favorable de
fonctionnement du système SHE-PV-H2-PAC.
L’énergie fournie directement par le PV à la charge dépend du profil de charge. En favorisant
l’alimentation directe, on augmente fortement l’énergie brute, par contre, on diminue la
consommation journalière d’hydrogène. Le volume de stockage augmente car l’énergie brute
est plus importante.
127
Chapitre IV. Etude de cas - Résultats de simulation
60
qH2pac
qH2el
50
Quantité (mole/h)
40
30
20
10
0
0
5
10
15
20
Temps (h)
Figure IV-5 : Évolution des quantités d’hydrogène produit par l’électrolyseur et consommé par la pile à
combustible pour une journée favorable de fonctionnement du système SHE-PV-H2-PAC.
B. Par rapport au mois défavorable
Dans ce cas, la journée choisie correspond à la condition climatique défavorable. Le mois le
plus défavorable correspond au mois de décembre : L’ensoleillement moyen est de 3.7
kWh/m². La Figure IV-6 décrit l’évolution de système au cours de la journée.
5000
Ppv(W)
Pcharge(W)
Ppac (W)
Pel (W)
4500
4000
Puissance (W)
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
0
5
10
15
20
Temps (h)
Figure IV-6 : Évolution des puissances échangées au niveau du bus DC pour une journée défavorable de
fonctionnement du système SHE-PV-H2-PAC.
128
Chapitre IV. Etude de cas - Résultats de simulation
100
qH2 (mole/h)
qH2 (mile/h)
90
80
Quantté H2 (mole/h)
70
60
50
40
30
20
10
0
0
5
10
15
20
Temps
Figure IV-7 : Évolution des quantités d’hydrogène produit par l’électrolyseur et consommé par la pile à
combustible pour une journée défavorable de fonctionnement du système SHE-PV-H2-PAC.
L’énergie fournie directement par le PV à la charge est moins importante. Le fonctionnement
d’électrolyseur est limité par l’énergie brute disponible. Le volume de stockage et la
consommation journalière d’hydrogène sont donc légèrement plus importants.
A partir de cette étude, nous pouvons signaler que pour optimiser le système le volume de
stockage de gaz dépend de la puissance solaire. Il est surtout sensible à la différence
d’ensoleillement entre l’été et l’hiver.
129
Chapitre IV. Etude de cas - Résultats de simulation
IV.6 DIFFERENTES CHARGES
A l’U.S.T.O, pour l’application visée, la charge demandée par l’utilisateur est variable, elle
varie en fonction des périodes d’exploitation de laboratoire. Différentes charges sont testées
afin d’évaluer l’influence du profil de charge sur le rendement du système et sur le volume de
stockage nécessaire. Dans notre analyse, nous dimensionnons la charge par rapport à
l’installation. Dans le cas d’une charge constante, on détermine la puissance qui permet
l’autonomie de l’installation. Pour les autres profils, la démarche est la même : un facteur
d’amplification de la demande de l’utilisateur est implanté permettant de modifier la
consommation moyenne journalière et donc d’adapter la charge à un système donné.
IV.6.1 Critère de corrélation charge-PV : PLM (PV-Load Meet)
Un critère, appelé PLM, a été défini pour prendre en compte le déphasage de la charge et de
l’ensoleillement. Il correspond au pourcentage de charge directement fournie par le générateur
solaire.
A. Charge constante
6000
5000
Puissance (W)
4000
Consommation fournie
directement par le champ
solaire
3000
Consommation totale de l'utilisateur
2000
1000
0
0
5
10
15
20
Temps (h)
Figure IV-8 : Définition du PLM, critère de corrélation entre la charge et le PV – Cas de la charge
constante 260 W : PLM =39.35 %
La figure IV-8 décrit l’évolution de la puissance du champ photovoltaïque du système au
cours d’une journée. Le PLM est déterminé par le rapport de la consommation lorsque la
puissance du PV est supérieure à la puissance de la charge (rectangle violé hachuré) et
l’énergie totale consommée par l’utilisateur (rectangle rouge hachuré). Dans cet exemple de
charge constante de 1300 W, le PLM est égal à 39.35 %, pour une journée de fonctionnement.
130
Chapitre IV. Etude de cas - Résultats de simulation
B. Charges sinus
Des profils supplémentaires très éloignés des profils réels sont testés afin de mettre en
évidence l’influence de la corrélation entre la charge et l’ensoleillement. Ce sont des profils
de type sinus de déphasage égal à π /9 et π /5. Avec un déphasage de π /9, la charge a un profil
où la consommation la plus importante se déroule la nuit. Avec un déphasage de π /5, la
charge a un profil où la consommation la plus importante se déroule pendant la journée
(Figure. IV-10)
6000
Ppv
Sin(PI/9)
Sin(PI/5)
5000
Puissance (W)
4000
3000
2000
1000
0
0
5
10
15
20
Temps (h)
Figure IV- 9 : Corrélation entre la charge et le PV – Cas de la charge π/5 : PLM = 46 % & cas de la
charge π/9 : PLM = 18%
La Figure IV-9 décrit l’évolution journalière de la puissance photovoltaïque et de deux
charges de type sinus. Lorsque la charge est en phase avec l’ensoleillement (déphasage π/5),
le PLM est de 41 %. La charge (13,46 kWh/jour) est en majorité fournie par le champ solaire.
Lorsque la pile à combustible fonctionne, la puissance moyenne délivrée à la charge est égale
314.49 W. Inversement, lorsque la charge n’est pas en phase avec la puissance solaire, le
PLM est de 18 %, le rendement du système est plus faible : la consommation moyenne
disponible est de 6.68 kWh/jour. La puissance moyenne délivrée par la pile au cours de la nuit
est plus élevée (822.8387W). Par contre, comme la puissance demandée est faible dans la
fenêtre d’ensoleillement, le champ photovoltaïque peut délivrer la charge complète pour de
faibles ensoleillements, ce qui explique que la pile à combustible fonctionne moins longtemps
lorsque le PLM est faible. La production de chaleur de la pile à combustible dépend donc de
la puissance moyenne qu’elle délivre.
131
Chapitre IV. Etude de cas - Résultats de simulation
IV.7 RESULTATS ET ANALYSES
Le rendement de fonctionnement du système est le rapport de l’énergie annuelle consommée
par la charge sur l’énergie produite par les panneaux solaires. Comme la surface solaire (30
m²) n’est pas modifiée quelle que soit le système étudié, l’énergie photovoltaïque produite au
cours d’une année de fonctionnement à Oran (USTO) est constante, égale à 10248.8846
kWh. La différence entre l’énergie photovoltaïque et l’énergie consommée par l’utilisateur
correspond aux pertes dans le système.
Une consommation intrinsèque n’a pas pu être prise en compte par manque des modèles
empiriques. En effet, l’appareil central de conversion et de gestion d’énergie, les composantes
électrochimiques et le PMU, devrait avoir une consommation intrinsèque non négligeable.
Pour le PMU, la consommation intrinsèque correspondant aux pertes par commutation des
différents convertisseurs.
IV.7.1 Consommation intrinsèque du système PV-H2-PAC
La consommation intrinsèque des composants électrochimiques est très importante dans un
système hybride d’énergie. Généralement, la puissance consommée par les périphériques est
constante pour l’électrolyseur et dépend de l’intensité et de l’état de fonctionnement de la pile.
Dans notre étude, on concèdera que la consommation intrinsèque est constante, car nous
n’avons pas un modèle qui exprime en valeur la consommation intrinsèque des composantes
électrochimique, nous considérons que la puissance consommé par les composantes
auxiliaires varie entre 5 et 15 % de la puissance globale du système [10].
132
Chapitre IV. Etude de cas - Résultats de simulation
IV.7.2 Fonctionnement et paramètres du système PV-H2-PAC
La Figure IV-10 est un schéma simplifié pour décrire le fonctionnement annuel du système
PV-H2-PAC. Le fonctionnement du système et l’influence de ses paramètres décrits cidessous, proviennent de l’analyse de l’ensemble des simulations réalisées.
PV Direct
PV
Charge
Perte dans les
convertisseurs
EL
PAC
SOFC
Perte dans
l’électrolyseur
H2
Stockage
Perte dans la pile à
combustible
Energie électrique
Energie thermique
Figure IV-10 : Schéma de fonctionnement du système PV-H2-PAC
L’énergie annuelle photovoltaïque (PV) est l’énergie totale qui entre dans le système. Une
partie de cette énergie est fournie directement à la charge (PV Direct). La seconde partie passe
par le système de stockage par l’hydrogène et est réduite par les pertes dans les cellules
électrochimiques liées aux rendements énergétiques et faradiques. La somme de ces deux
énergies est encore diminuée par la perte dans les convertisseurs et par la perte due à la
consommation intrinsèque (composantes électrochimiques). Le rendement du système dépend
de l’ensemble de ces pertes.
Le volume de stockage (ST-H2) est dimensionné pour que l’énergie stockée au cours des
mois favorables soit égale à l’énergie consommée au cours des mois défavorables. La flèche
pointillée correspond à la quantité d’hydrogène produit par l’électrolyseur au cours de l’année
qui est égale à celle consommée par la pile à combustible. Elle ne correspond pas au volume
de stockage car elle prend en compte la consommation journalière d’hydrogène.
Lorsque l’on augmente la consommation intrinsèque ou la perte dans les convertisseurs, on
pénalise directement la charge. En fait, l’énergie qui provient du PV et de la pile ne varie pas.
Le volume de stockage et la quantité d’hydrogène produit au cours de l’année n’évoluent pas.
Le volume de stockage dépend uniquement du profil annuel de la charge et de l’énergie brute,
c’est à dire l’énergie fournie par les PV et par la pile à combustible (tirets).
133
Chapitre IV. Etude de cas - Résultats de simulation
Lorsque l’on modifie les performances des composants électrochimiques, l’énergie brute est
plus importante (sans pertes). Mais, comme la modification des cellules n’entraîne pas une
forte augmentation de leur rendement moyen, l’énergie brute n’est que faiblement plus
importante : le volume de stockage et la consommation journalière d’hydrogène sont donc
légèrement plus importants.
IV.7.3 Le diagramme de répartition des puissances échangées au sein du système
La Figure IV-11 en pages suivantes, présente la répartition des puissances mises en jeu
(Tableau IV-1) au sein du système. Les valeurs indiquées sont des puissances moyennées sur
une année de fonctionnement (Energie annuelle = Puissance moyenne annuelle x 8760). Ce
diagramme permet d’apprécier du point de vue énergétique le fonctionnement du système
global, en donnant des informations au niveau des composants, comme leur rendement
(Tableau IV-1).
Champs PV
PmpptPV
ηdcdcPV
Puissance du champ PV en sortie du convertisseur MPPT (Pmoyen)
Rendement moyen du convertisseur DC/DC du champ PV
(PdcdcPV / PmpptPV)
PdcdcPV
Puissance du champ PV en sortie du convertisseur DC/DC (Pmoyen)
Ppvdirect
Puissance du champ PV directement fournie à l’utilisateur (Pmoyen)
Stockage BATTERIES
Pbat_cons
Puissance stockée dans les batteries (Pmoyen)
ηbat
Rendement moyen du stockage batteries (Pbat_prod / Pbat_cons)
Pbat_prod
Puissance produite par les batteries (Pmoyen)
Système électrolyseur (EL)
PtotEL
Puissance fournie au système EL (W)
ηdcdcEL
Rendement moyen du convertisseur DC/DC du système EL
(PdcdcEL / PtotEL)
PdcdcEL
Puissance totale du système EL en sortie du convertisseur DC/DC
(Pmoyen)
Système pile à combustible (PAC)
PdcdcPàC
Puissance du système PAC en sortie du convertisseur DC/DC (W)
ηdcdcPàC
Rendement moyen du convertisseur DC/DC du système PAC
(PdcdcPàC / PnetPàC)
PnetPàC
Puissance nette produite par le cœur de pile (Pmoyen) (PtotPàC - Pci_PàC)
Charge
Pond
ηond
Pcharge
Système global
ηsysglobal
Puissance fournie en entrée de l’onduleur (Pmoyen)
(PdcdcPàC + Ppv_direct + Pbat_prod)
Rendement moyen de l’onduleur (Pcharge / Eond)
Puissance fournie à l’utilisateur en sortie de l’onduleur (Pmoyen)
Rendement global du système (Pcharge / PmpptPV)
Tableau IV-1 : Variables utilisées dans le diagramme de répartition des puissances mises en jeu au sein du
système pour le cas testé.
134
Chapitre IV. Etude de cas - Résultats de simulation
CHAMP PV MPPT
PmpptPV=4000.4 W
=
ηDC/DCpv= 0.98
=
PDC/DCpv= 3922.7 W
Ppv_Perdue
W
PThérmique = 404.5 W
B
PtotEL=1821.7 W
=
PDC/DCEL = 1785.4 W
(0.315 Nm3)
Système
EL
Pbat_consomé = 100.8 W
ηDC/DCBatterie= 0.70
Stockage
H2
PH2Cons = 215.78 W
A
ηDC/DCEL= 0.98
=
PH2Prod = 875.7 W
Ppv_Direct= 2000,2 W
Batterie
Pbat_produit = 70.64 W
Système
SOFC
PnetPAC= 727 W
(0.0776 Nm3)
=
ηDC/DCpac= 0.98
=
PDC/DCpac = 712.4 W
PThérmique = 101.2 W
Pond= 2783.3W
Rendement global du système
(Pcharge / PmpptPV) = 0.68
=
ηDC/ACOnd= 0.93
~
PCharge = 2700 W
Charge
Figure IV-11 : Diagramme de répartition des puissances mises en jeu au sein du système pour le cas testé.
Le Pouvoir Calorifique Inférieur (PCI) de l’hydrogène dans les conditions standards est de
67,16 Wh /mol ou 2,78 kWh / Nm3.
135
Chapitre IV. Etude de cas - Résultats de simulation
Le rendement global du système est donc de 0,68. La moitié de l’énergie produite par le
champ PV (PmpptPV) est fournie à l’utilisateur final, le reste est perdu.
Les pertes sont dues à plusieurs raisons :



on ne peut pas utiliser toute l’électricité produite par le champ; il y a donc une quantité
perdue Pperdue de faible quantité.
l’électricité stockée au niveau des différents composants de stockage subit des pertes
liées à sa conversion en énergie chimique ;
les différents convertisseurs DC/DC ou DC/AC engendrent des pertes liées au
transport du courant (pertes joules, etc.) et à sa conversion (perte par commutation,
etc.).
Sur une année de fonctionnement, seulement 51.04 % (PLM) de l’électricité produite par le
champ PV est directement fournie à l’utilisateur (Ppv_direct). Cette quantité d’électricité ne
subit que peu de pertes et doit donc être maximisée afin d’augmenter le rendement global du
système.
L’énergie transitant par les composants de stockage subit des pertes importantes liées aux
rendements de conversion des batteries, de l’électrolyseur et de la pile à combustible.
Le tableau IV-2 suivant présente pour chacun de ces composants, leur durée d’utilisation sur
l’année, ainsi que leur rendement moyen de conversion.
Durée d’utilisation (h)
2420
1080
Electrolyseur
Pile à combustible
Tableau IV-2 : Durée d’utilisation et rendement de conversion des composants du stockage d’énergie.
Enfin, on peut souligner dans le tableau ci-dessus, la faible durée d’utilisation des composants
sur l’année de simulation. La pile à combustible est utilisée environ 12.5 % du temps et
l’électrolyseur de 29.36 %.
2
12,5
29,35
PàC
EL
PV
Batterie
85,2
Figure IV-12 : Répartition de durée d’utilisation des composants du stockage d’énergie.
136
Chapitre IV. Etude de cas - Résultats de simulation
IV.7.4 Répartition de l’énergie photovoltaïque au cours de l’année
100
90
4.62%
4.8%
10%
3.93%
80
41.15%
70
Charge
EL
Batterie
CI
Convertisseur
32.35%
60
50
40
30
54.10%
54.10%
20
10
0
1
2
Figure IV-13 : Influence du scénario sur la répartition de l’énergie photovoltaïque au cours d’une année
de fonctionnement du système PV-H2-PAC.
La Figure IV-13 montre la répartition de l’énergie photovoltaïque, dans la charge et les
différentes pertes du système. La charge est une demande de puissance constante. Les deux
systèmes étudiés (Cologne 1 et 2) se différencient par l’existence des pertes liées à la
consommation intrinsèque (CI). La perte dans les composants électrochimiques (électrolyseur
et pile à combustible) ne sont pas présenter, ces derniers ont une influence importantes sur le
système, la perte représente une variation de au dessus 40% de l’énergie globale, selon les
performances des composantes électrochimiques.
Dans un système autonome, la puissance nominale de l’onduleur est adaptée à la puissance
maximale demandée par l’utilisateur. La perte dans les convertisseurs est aussi très élevée (5
%). La perte due à la consommation intrinsèque au cours d’une année de fonctionnement
représente 10 % de l’énergie photovoltaïque.
La puissance désignée « Batt », est une puissance potentielle liée à l’utilisation de la batterie
de sécurité. La batterie est principalement chargée lorsque l’excédent solaire est inférieur à la
puissance minimale de l’électrolyseur. Cette situation se produit généralement deux fois par
jour, au lever et au coucher du soleil.
Elle se produit aussi au cours de journées à faibles ensoleillements. L’énergie stockée dans la
batterie tout au long de l’année représente 2 % de l’énergie photovoltaïque soit 99.76 kWh
électrique par an. L’énergie disponible pour la charge de la batterie est donc en moyenne de 2
KWh par jour.
L’énergie stockée dans la batterie représente donc la perte maximale du potentiel solaire :
l’utilisation de l’énergie photovoltaïque du système PV-H2-PAC est égale ou supérieure à 98
%.
137
Chapitre IV. Etude de cas - Résultats de simulation
IV.7.5 Production thermique
Dans notre système, la génération d’énergie thermique est périodique, elle dépend du profil de
la charge et des conditions météorologiques. En plus la génération thermique est liée à
l’utilisation de la pile à combustible SOFC et l’électrolyseur au cours des heures
d’exploitation journalière, généralement défavorable, ce cas est obtenu par exemple durant le
mois de décembre et janvier. La pile à combustible SOFC utilisé, a une capacité thermique
faible (740 J.Kg-1.K-1). La température maximale atteinte 1220°C (la température de
fonctionnement est de l’ordre de 1173°C) correspond à l’énergie maximale demandé par la
charge, soit 5 kW. Point de vue de simulation, comparé avec d’autre système à pile à
combustible, par exemple PEMFC ; les résultats montrent que la diminution de la capacité
thermique permet d’augmenter la production de chaleur du système mais celle-ci ne devient
importante que si le coefficient d’échange avec l’extérieur est diminué. Dans notre cas, la
capacité thermique d’une SOFC tubulaire est importante. Pour l’électrolyseur, la température
maximale atteinte 60°C, la production annuelle moyenne de chaleur du système est de 404.5
W. La production annuelle de chaleur du système est de 13.440 kWh. Le rendement du
système est augmenté de 14.2 % grâce à la production thermique.
IV.7.6 Production de gaz H2
La génération d’hydrogène par notre système dépend du profil de la charge et des conditions
météorologiques. La valeur moyenne journalière d’hydrogène consommé par la pile à
combustible durant l’année est de l’ordre de 0.0776 Nm3. Par contre la quantité moyennée
générée par l’électrolyseur est d’ordre de 0.315 Nm3.
IV.7.7 Analyse du système PV-H2-PAC : Fonction de PLM
Influence de PLM sur les paramètres du système telles que le rendement, volume de gaz
nécessaire, production thermique et le nombre d’heures d’exploitation des systèmes
électrochimiques est présenter dans ce paragraphe. Des différents profils de charges sont
testés. Elles se différencient par leur profil journalier, saisonnier et par leur corrélation avec
l’ensoleillement, caractérisée par le critère PLM.
80
Rendement du systéme %
70
60
Charge constante
2500
50
40
SinusPI/9
SinusPI/5
Charge Variable
30
20
10
20
30
40
50
60
PLM %
Figure IV-14 : Influence du PLM sur le rendement du système
138
70
Chapitre IV. Etude de cas - Résultats de simulation
La figure IV-14 montre l’évolution du rendement du système et du volume de stockage en
fonction du PLM. Le nom du profil est précisé sur la figure. La puissance nominale de
l’onduleur est égale à la puissance maximale demandée par la charge.
Le rendement du système augmente lorsque le profil de la charge est en phase avec
l’ensoleillement car la puissance de l’utilisateur est principalement délivrée par le champ
solaire. La fourniture directe de l’énergie photovoltaïque à la charge de puissance suffisante
se fait à rendement élevé (90 %). Lorsque l’énergie est convertie en gaz avant d’être restituée
à la charge, le rendement est beaucoup plus faible (40 %). Le volume d’hydrogène augmente
avec le PLM car l’énergie brute est plus importante (Figure IV-15). Il est beaucoup plus
important pour le profil ayant une variation annuelle de la charge (Oran). Dans cette figure, un
profil de charge variable (PLM = 28 %) entraîne un comportement différent du rendement du
système complet.
60
55
SinusPI/9
50
Charge constante
1300W
Quantité d'H2 Nm3
45
Charge Variable
40
SinusPI/5
35
30
25
20
15
10
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
PLM %
Figure IV-15 : Influence du PLM sur le volume d’hydrogène nécessaire
La Figure IV-16 montre que la production de chaleur dépend du profil de charge. La
génération de chaleur est moins importante lorsque le PLM augmente. Lorsque la charge est
en phase avec l’ensoleillement, le système de stockage est moins sollicité. Par conséquent, la
production de chaleur doit être liée au temps de fonctionnement de la pile à combustible
SOFC et l’électrolyseur.
139
Chapitre IV. Etude de cas - Résultats de simulation
60
Production annuelle de chaleur KWh/an
55
50
SinusPI/9
45
Charge Variable
40
35
Charge constante
1300W
SinusPI/5
30
25
20
15
10
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
PLM %
Figure IV-16 : Influence du PLM sur la production de chaleur du système
La Figure IV-17 montre les temps de fonctionnement des composants électrochimiques en
fonction du PLM. On observe que la pile à combustible fonctionne plus longtemps lorsque le
PLM diminuer. Dans le système PV-H2-PAC, l’électrolyseur et la pile à combustible ne
fonctionnement jamais en même temps. Il est donc tout à fait logique que le temps de
fonctionnement de l’électrolyseur diminue lorsque la pile fonctionne plus longtemps. La
production thermique de la pile à combustible est effectivement liée à son temps de
fonctionnement mais ce dernier n’explique pas la génération de chaleur plus importante.
3000
4500
Charge constante
1300W
4000
Charge Variable
3500
2500
SinusPI/5
2000
3000
1500
2500
2000
SinusPI/9
Temps de foctionnement EL (h)
1500
1000
Temps de fonctionnement PAC (h)
500
1000
500
10
20
30
40
PLM %
50
60
0
70
Figure IV-17 : Influence du PLM sur le fonctionnement de la pile à combustible et l’électrolyseur.
140
Chapitre IV. Etude de cas - Résultats de simulation
IV.8 ETUDE ECONOMIQUE DE CAS
Afin de confronter à la réalité du monde économique, nous proposons dans ce paragraphe de
détailler les coûts du système.
Il ne s’agit pas ici de faire une étude économique détaillée sur le système de stockage via
l’hydrogène, mais de donner un ordre de grandeur du coût des systèmes considérés. La
plupart des technologies hybride ne sont pas encore commercialement disponibles ou alors en
petites séries, dans un secteur qui n’est pas encore concurrentiel. Aussi, les coûts pratiqués ne
sont pas encore représentatifs d’un marché existant. L’intérêt de faire une étude économique
détaillée est donc limité.
IV.8.1 Les hypothèses de coût des composants
Les calculs économiques concernent le coût total d’un système sur un horizon économique de
20 ans. Ce coût comprend le coût d’investissement initial (C0), le coût d’opération et
maintenance et le coût de remplacement des composants sur la période considérée. Les coûts
indiqués sont en dinars courants. Les taux d’inflations et d’intérêts n’ont pas été pris en
compte.
Nous présentons tout d’abord les hypothèses de coûts des composants sur lesquelles nous
avons basé nos calculs [17].
Composant
Coût
d’Investissement
Initial (C0)
Durée de vie
Coûts Opération et
Maintenance (en %
du CII)
Stockage H2 :
(@ 20 bar
jusqu’à 600
Nm3)
PV
Batteries
Pb-acide
Electrolyseur
PAC
780D/Wc
19500D/KWh
1040D/W
910D/W
4550W/Nm3
20 ans
5 ans
10 ans
0.5 an
5 ans
1
1
2
2.5
0.5
Tableau IV-3 : Hypothèses de coûts des composants des systèmes.
IV.8.2 Fonction coût
Nous pouvons définir le coût d’un élément comme celui exprimé dans l’équation
suivante [94]:
Équation IV-1
Nélément représente le nombre d’élément nécessaire.
Pélément puissance de l’élément.
C0 représente le cout unitaire (D/W).
C Remplacement représente le cout d’installation ou de remplacement de l’élément.
C Maintenance représente le cout annuel pour la maintenance de l’élément exprimé
(D/W.an).
141
Chapitre IV. Etude de cas - Résultats de simulation
DVsystème la durée de vie du système.
Le cout total du système est donc donné par l’équation IV-20 [94] :
Équation IV-2
IV.8.3 Résultats des calculs de coûts
Dans le tableau ci-dessus, on observe que le coût total du système hybride d’énergie qui
utilise hydrogène comme moyen de stockage d’énergie est de l’ordre de 4040.00 D/W.
Système
Coût global des systèmes (D/W)
Système hybride PV-H2-PAC
4040.00
IV.9 CONCLUSION
Les simulations réalisées à l’aide de l’outil développé, permettent une analyse du
fonctionnement de système PV-H2-PAC et de l’influence de ses paramètres.
On peut résumer les tendances observées dans ce chapitre comme suit :
La réalisation d’un système hybride de génération d’énergie basé sur l’énergie solaire et
électrochimique sans stockage de la batterie est possible à l’USTO (Oran), le rendement
théorique atteint est appréciable, car les valeurs de corrélation (PLM) saisonnière est
important.
Concernant le rendement global, les résultats obtenus par simulation sur le site d’USTO dont
il est question dans cette étude sont en accord avec des systèmes hybrides d’énergies (PV-H2PAC) étudiées. Cette observation permet de confirmer la démarche présentée dans ce
chapitre.
L’amélioration du système de stockage, notamment par l’utilisation des composantes
électrochimique, cas de la pile à combustible à haute température SOFC, permet d’obtenir des
performances comparables aux systèmes classiques à base de PEMFC utilisés. L’énergie
thermique dans notre cas permet un gain moyen supplémentaire de 10% à 20% sur le
rendement global du système, selon la charge et les conditions météorologique.
La génération de chaleur, avantages du système de stockage par l’hydrogène. Cependant, la
durée de vie des piles à combustible est actuellement le frein technico-économique du
système PV-H2-PAC.
142
CONCLUSIONS GENERALES & PERSPECTIVES
La génération d’énergie par des sources d’énergie renouvelables combinant l’énergie
photovoltaïque et pile à combustible via l’hydrogène produit par électrolyse de l’eau répond
bien à la problématique posée par le contexte énergétique actuel. Les énergies renouvelables
sont les meilleurs candidats mais l’intermittence de leur production nécessite de trouver des
moyens de stockage efficaces et respectant l’environnement. Un système électrolyseur / pile à
combustible permet de stocker de l’électricité par l’intermédiaire d’un stockage sous forme de
gaz.
De nombreuses recherches ont été réalisées dans les années 90, pour utiliser l’hydrogène
comme stockage saisonnier dans des systèmes autonomes de génération d’énergie. Ce
stockage par l’hydrogène était très prometteur en dépit des performances relatives des
électrolyseurs et des piles à combustible. Les progrès réalisés sur les composants
électrochimiques sont très importants. Mais les performances du système de stockage par
l’hydrogène n’avaient pas été réévaluées. De plus, l’utilisation journalière de ce stockage
permettant d’augmenter la génération de chaleur n’avait jamais été abordée. C’est dans ce
cadre que nous avons décidé d’étudier afin d’évaluer le potentiel d’un système autonome de
production d’énergie électrique et thermique, de faible puissance, couplant un champ
photovoltaïque et un système de stockage par l’hydrogène constitué d’un électrolyseur, d’une
unité de stockage des gaz et d’une pile à combustible à haute température (SOFC). L’objectif
global est l’évaluation des performances en terme de rendement des systèmes PV-H2-PAC.
Pour atteindre cet objectif, un outil de simulation à été développé.
Pour étudier et simuler le système, une étude bibliographique a permis de rassembler les
informations nécessaires au dimensionnement et au choix du système et de ses composants.
L’analyse de l’outil élaboré dans l’environnement Matlab/Simulink, du système développé a
permis d’évaluer le rendement du système de stockage par l’hydrogène par la détermination
des différentes énergies produites ou consommés au niveau chacun des composants. Nous
avons donc étudié un système non raccordé au réseau, comprenant principalement une charge
(l’utilisateur final), un système de stockage d’énergie sous forme gaz et un champ
photovoltaïque.
L’intérêt de paramètre de corrélation PLM réside dans leur facilité d’utilisation. Ils permettent
de trancher rapidement sur l’utilisation d’un certain type de stockage pour un lieu et un
consommateur donnés. En outre, on peut généraliser l’utilisation de ces coefficients à
n’importe quel type de ressource renouvelable.
L’outil de modélisation permet de simuler le fonctionnement du système complet pour une
charge et un site donnés. Ce modèle permet de modéliser tout système à partir de résultats
expérimentaux des composants. L’architecture modulaire du modèle complet et de ses
composants permet une détermination simple des paramètres d’ajustement et une utilisation
de chaque modèle dans d’autres applications. Les résultats de simulation ont permis de
143
caractériser le fonctionnement d’une application autonome. Le rendement théorique global de
fonctionnement est évalué à 40 % à 60%. La génération de chaleur est évaluée à 10 % à 20%.
D’après notre étude, l’existence des cas d’application stationnaire pour lesquels l’utilisation
du stockage d’énergie via des l’Hydrogène peut être préconisée, permettant d’obtenir des
meilleurs rendements du système complet, de maximiser l’utilisation de ressource
renouvelable et d’obtenir un dimensionnement des composants plus intéressant que si on
utilisait des batteries.
Les perspectives dans un futur proche sont : Après finalisation de la modélisation du système,
la gestion d’énergie au sein du système et les phénomènes transitoires liés à la connexion de
plusieurs composants électriques seront évalués, l’intégration d’un modèle de gestion et
contrôle d’énergie adapté à l’utilisation des batteries pour le stockage journalier permettra
d’évaluer les performances actuelles d’un système PV-H2-PAC et la réalisation du système
stationnaire au niveau de l’université d’USTO afin d’évaluer ces performances réel. En plus,
pour permettre de réaliser concrètement de tels systèmes, il faut bien évidemment prendre en
compte des critères économiques.
Finalement, ce travail a montré que les systèmes PV-H2-PAC pourraient atteindre des
performances très intéressantes. Cependant, les freins technologiques des systèmes PV-H2FC de faibles puissances sont la durée de vie de la pile à combustible et la limite possible des
performances du système de stockage par l’hydrogène pour le fonctionnement sécurisé des
composants électrochimiques.
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JCGE’08 LYON, 16 et 17 décembre 2008.
151
Annexes
Annexe 1 : Module photovoltaïque SP70Wc SHELL
Annexe 2 : Module photovoltaïque BlueSolar 180W
Annexe 3 : Module photovoltaïque Shell ST40Wc
Annexe 4 : Module photovoltaïque PHOTOWATT PW80
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Annexe 1 : Module photovoltaïque SP70Wc SHELL
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Annexe 2 : Module photovoltaïque BlueSolar 180W
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Annexe 3 : Module photovoltaïque Shell ST40Wc
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Annexe 4 : Module photovoltaïque PHOTOWATT PW80
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