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. 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.