Optimization of the infrastructure cost of hydrogen transported at different states of aggregation in France and Germany.
Modélisation et optimisation du transport de l'Hydrogène à différents états d’agrégations en France et en Allemagne.
Résumé
Green hydrogen for mobility via fuel cell electric vehicles represent an alternative to conventional fuel to decarbonize transportation sector and develop a sustainable future energy system. Nevertheless, the physical and chemical properties of hydrogen make the transport and the storage of this energy carrier at its standard pressure and temperature conditions inefficient. Therefore, this thesis aims to investigate hydrogen transport technologies and to model the optimal infrastructure for different production and demand scenarios in France and Germany, coupled with geographical visualization of the distribution.For the framework considered and to allow the comparison between the two countries, wind power as an energy source was studied for hydrogen production using electrolyzer to meet the demand for fuel cell electric vehicles based on car park growth, population projection and different penetration scenarios. The network to transport hydrogen is restrained to the road infrastructure to investigate the impact of different state of aggregations on the hydrogen flow transported between different hydrogen production and distribution locations and capacities defined from 15 scenarios.First, several technologies for transporting and storing hydrogen at its liquid form as liquid hydrogen or as liquid organic hydrogen carrier, and as compressed gas at five different pressure levels are analyzed by calculating the energy requirements to deduce the costs of processing, storing and transporting hydrogen using trucks. Thus, compression work has been modelled using a multistage compressor and compared to 875 industrial compressors; Liquefaction work was calculated using the ideal work associated to a literature review on different liquefaction processes; While hydrogenation and de-hydrogenation process work has been simulated using ASPEN. As the hydrogen is transported using different tube and tank trucks, a technical assessment is performed to investigate the different storage options and define the parameters associated with truck transportation. Finally, the cost parameters chosen for investment and operating the different plants and trucks are estimated based on different literature reviews and cost assessments, in addition to energy, fuel and logistics costs.Then, these costs are formulated as annual levelized costs functions that include storage, road transport, liquefaction, compression, and de-hydrogenation costs based on the net present value methodology. Finally, to conclude to the share of the seven different technologies used to transport and store hydrogen between two locations, an optimization based on linear programming formulation was performed. This sub-model was then included in a more general cost flow optimization to link a set of production nodes to the distribution ones using the road network under capacities and flow constrains. This model allowed to conclude to the different cost of infrastructure deployment within the scope of the 15 different scenarios analyzed associated to a geographical visualization of the hydrogen flow transported in Germany and France.The sub-model results showed that in average compressed gas at a high-pressure level is mainly used at transport distance below 250 km in contrast to liquid hydrogen that has higher energy costs. Concerning early-stage infrastructure deployment, costs could be further minimized by substituting compressed gas at low to medium pressure levels by liquid organic hydrogen carrier. Finally, the analysis of the 15 scenarios showed a better geographical distribution of hydrogen in France, in contrast to the case of Germany that suffered from a disparity between production and eventual consumption locations.
L'hydrogène vert pour la mobilité via les véhicules électriques à pile à combustible représente une alternative au carburant conventionnel pour décarboniser le secteur des transports et développer un système énergétique durable. Néanmoins, les propriétés physiques et chimiques de l'hydrogène rendent inefficaces le transport et le stockage de ce vecteur d'énergie à ses conditions de pression et de température standard. Par conséquent, cette thèse vise à étudier les techniques de transport de l'hydrogène et à modéliser l'infrastructure optimale pour différents scénarios de production et de demande en France et en Allemagne, couplée à une visualisation géographique de la distribution.Pour le cadre considéré et pour permettre la comparaison entre les deux pays, l'énergie éolienne en tant que source d'énergie a été étudiée pour la production d'hydrogène à l'aide d'un électrolyseur pour répondre à la demande de véhicules électriques à pile à combustible. Le réseau de transport d'hydrogène est limité à l'infrastructure routière pour étudier l'impact de différents états d'agrégation sur le flux d'hydrogène transporté entre différents sites de production et de distribution d'hydrogène à partir de 15 scénarios.Dans un premier plan, plusieurs technologies de transport et de stockage d'hydrogène sont analysées en calculant les besoins énergétiques de transformation et pour déduire les coûts de traitement, de stockage et de transport d'hydrogène. Ainsi, le travail de compression a été modélisé à l'aide d'un compresseur à plusieurs étages et comparé à 875 compresseurs industriels ; le travail de liquéfaction a été calculé en utilisant le travail idéal associé à différents processus de liquéfaction ; tandis que les processus d'hydrogénation et de déshydrogénation ont été simulés à l'aide d'ASPEN. Parce que l'hydrogène a été transporté à l'aide de différents tubes et camions-citernes, une évaluation technique est effectuée pour étudier les différentes options de stockage et définir les paramètres associés au transport par camion. Enfin, les différents coûts d'investissement, d'exploitation, de besoins énergétiques, de carburant et de logistique sont estimés.Dans un second plan, ces coûts sont formulés comme des fonctions de coûts unitaires annuels basés sur la valeur actuelle nette et incluant le stockage, le transport routier, la liquéfaction, la compression et la déshydrogénation. Enfin, pour conclure quant à la part des sept technologies utilisées pour transporter et stocker l'hydrogène entre les différents sites, une optimisation, basée sur une programmation linéaire, a été réalisée. Ce sous-modèle a ensuite été inclus dans une optimisation générale pour relier les sites de production aux sites de distribution en utilisant le réseau routier. Ce modèle a permis de conclure aux différents coûts de déploiement des infrastructures dans le cadre des 15 scénarios analysés associés à une visualisation géographique de l’hydrogène transporté en Allemagne et en France.Les résultats du sous-modèle ont montré qu'en moyenne, le gaz comprimé à haute pression est principalement utilisé à une distance de transport inférieure à 250 km contrairement à l'hydrogène liquide qui a des coûts énergétiques plus élevés. Le modèle a montré que le choix de la technologie est plus critique à court terme, et que les couts de déploiement de l'infrastructure peuvent être amorties, en remplaçant le transport et le stockage du gaz comprimé à faible et moyenne pression par les liquides organiques porteurs d’hydrogène. Enfin, l'analyse des 15 scénarios a montré une meilleure répartition géographique de l'hydrogène en France, contrairement à l'Allemagne qu’a connue une disparité entre les éventuels points de production et de consommation.
Origine : Version validée par le jury (STAR)