Heat storage for the coupling of Waste Heat Recovery and hydrogen production in a Solid-Oxide electrolyser

Stockage thermique pour le couplage entre récupération de chaleur fatale et production d’hydrogène dans un électrolyseur à oxyde solide

¹ GENVIA SAS, Plaine Saint Pierre, 34500 Béziers, France
² Université Savoie Mont-Blanc, CNRS, LOCIE, 73370 Le Bourget-du-Lac, France
³ LITEN, DTCH, LCST, CEA, 38000 Grenoble, France

Abstract

The dihydrogen molecule H₂ is set to play a major role in future energy systems, both as a component of fuels or synthesis gases, and as an energy carrier for long-term electricity storage. Water electrolysis technologies based on renewable electricity represent a credible decarbonized alternative to current H₂ production by steam reforming, which emits high levels of CO₂. Among these, Solid Oxide Electrolysis Cells (SOEC) have significant potential for achieving low-cost, decarbonized production (Reytier et al., 2015).

To operate efficiently, a SOEC system needs a thermal management system capable of heating incoming streams up to the SOEC operating temperature (700-850°C). For the superheating stage, between 150°C and the operating temperature, the heat from the SOEC outflows is generally recovered in high-temperature exchangers (Min, Choi and Hong, 2022). Consequently, dry steam generation represents the largest thermal energy consumption of the system and has a significant impact on the overall efficiency of hydrogen production. In this work, a thermal system is designed to generate steam from waste heat in the form of industrial gases. This thermal system is modelled using Dymola software based on the Modelica language. In this way, it is possible to dynamically simulate the thermal system response to variations in the flow rate and temperature of the industrial waste heat.

In the proposed thermal architecture, the heat from the waste heat flux is extracted through a tube bundle heat exchanger to heat a primary thermal oil loop. The hot thermal oil is then used in a plate steam generator to, first, heat the secondary flow of liquid water up to the saturation temperature, and second, evaporate water to produce steam. High-temperature heat exchangers are finally used to recover heat from the SOEC system output streams. Thermocline sensible storage is added to the primary oil loop to maintain a constant secondary flow of steam to the SOEC despite the highly variable availability of industrial waste heat. An electric heater is also added to the oil loop, as a back-up. The entire thermal system is controlled by various pumps and valves located in the oil loop and at the level of the industrial exhaust. Ultimately, real temperature and flow data from the exhaust gases of an industrial plant are used to size and test the thermal architecture.

The heat exchangers are modeled in 0D using the LMTD method. A 1-tank thermocline thermal storage with a rock bed is chosen in this study. The use of a rock bed reduces the total amount of expensive thermal oil contained in the thermal storage system, and therefore its total installation cost. This also influences the thermal stratification of the fluid. The thermocline storage is modeled in 1D along the vertical axis. Conductoconvective exchange between the oil and the rocks, conduction between the rocks and conduction in the oil in the vertical direction are considered. Finally, the SOEC system is represented by a stationary model based on experimental results.

The thermal system is designed and controlled to maintain the hydrogen production in the SOEC constant during the operation of the industrial plant, whatever the temperature and flow rate of the recoverable industrial gases. When too little thermal power is available from the industrial gases, it is possible to switch on the electric heater or extract hot oil from the thermal storage. The sizing of the various components and the control strategy are studied with the aim of optimizing the thermal architecture according to the following criteria: energy efficiency, power consumption and cost of dihydrogen production. By implementing the steam generation system described in this work, the overall power consumption and operating costs of the hydrogen production system can be reduced by around 15%.

Résumé

Le dihydrogène H₂ est appelé à jouer un rôle majeur dans les futurs systèmes énergétiques, à la fois comme composant des carburants ou comme gaz de synthèse, mais aussi comme vecteur énergétique permettant le stockage d’électricité à long terme. Les technologies d’électrolyse de l’eau à partir d’électricité renouvelable représentent une alternative décarbonée crédible à la production de H₂ actuelle par vaporéformage, très émettrice de CO₂. Parmi celles-ci, la technologie de Cellules d’Electrolyse à Oxyde Solide (SOEC) a un potentiel important pour atteindre une production décarbonée et peu onéreuse (Reytier et al., 2015).

Pour fonctionner efficacement, une SOEC a besoin d’un système de gestion thermique capable de chauffer les fluides entrants jusqu’à la température de fonctionnement de la SOEC (700-850°C). Pour l’étape de surchauffe, entre 150°C et la température de fonctionnement, la chaleur des fluides sortants de la SOEC est généralement récupérée dans des échangeurs à haute température (Min et al, 2022). Dès lors, la génération de vapeur sèche représente la consommation de chaleur la plus importante du système et a un impact important sur l’efficacité globale de la production d’hydrogène. Dans ce travail, un système de gestion thermique est conçu pour produire de la vapeur à partir de rejets de chaleur fatale issue de fumées industriels. Ce système thermique est modélisé à l’aide du logiciel Dymola, basé sur le langage Modelica. Ainsi, il est possible de simuler la réponse dynamique du système thermique aux variations de débit et température des rejets thermiques industriels.

Dans l’architecture thermique proposée, la chaleur des fumées est prélevée au travers d’un échangeur à faisceau de tubes pour chauffer une boucle primaire d’huile thermique. L’huile thermique chaude est ensuite utilisée dans un générateur de vapeur à plaques pour chauffer l’eau liquide secondaire jusqu’à sa température de saturation puis pour évaporer cette eau et produire de la vapeur. Des échangeurs de chaleur haute température sont finalement utilisés pour récupérer la chaleur des fluides en sortie de la SOEC. Un stockage sensible thermocline est présent sur la boucle primaire d’huile dans le but de maintenir un débit de vapeur d’eau vers la SOEC malgré la très grande variabilité de la chaleur fatale industrielle. Une chauffe électrique est également ajoutée sur la boucle d’huile, en appoint. Le contrôle de l’ensemble du système thermique est réalisé grâce à différentes pompes et vannes dans la boucle d’huile et au niveau du rejet industriel. In fine, des données réelles de température et débits des fumées d’une usine industrielle sont utilisés pour le dimensionnement et le test de cette architecture thermique.

Les échangeurs sont modélisés en 0D grâce à la méthode DTLM. Un stockage thermique thermocline à 1 réservoir avec lit de roches est choisi dans cette étude. L’utilisation d’un lit de roches permet de réduire la quantité d’huile thermique onéreuse contenue dans le stockage thermique, et donc, de réduire son coût total d’installation. Cela a également des effets positifs sur la stratification thermique du fluide. Le stockage thermocline est modélisé en 1D selon l’axe vertical. L’échange conducto-convectif entre l’huile et les roches, la conduction entre les roches et la conduction dans l’huile dans le sens vertical sont pris en compte. Enfin, le système SOEC est représenté par un modèle stationnaire construit à partir de résultats expérimentaux.

Le système de gestion thermique est conçu et piloté pour maintenir un fonctionnement à débit constant de la SOEC quels que soient la température et le débit des gaz industriels récupérables. Lorsque trop peu de puissance thermique est disponible sur les gaz industriels, il est possible de mettre en marche la chauffe électrique où d’extraire l’huile chaude du stockage thermocline. Le dimensionnement des différents éléments ainsi que la stratégie de contrôle sont étudiés dans le but d’optimiser l’architecture thermique selon les critères suivants : l’efficacité énergétique, la consommation électrique et le coût de production du dihydrogène. La mise en place du système de production de vapeur décrit dans ce travail permet de réduire d’environ 15% la consommation électrique globale ainsi que les coûts de fonctionnement de la production d’hydrogène.