Des chercheurs espagnols ont réalisé une analyse comparative de la production annuelle d'hydrogène alimentée par le photovoltaïque pour les configurations directes et indirectes et ont découvert que les systèmes indirects produisent non seulement plus d'hydrogène, mais qu'ils présentent également une plus grande résilience aux pertes de puissance des modules.
Schémas de la configuration de couplage direct (a) et de la configuration de couplage indirect (b)
Image : Universidad Politécnica de Madrid, Conversion et gestion de l'énergie, CC BY 4.0
Des scientifiques de l'Université Polytechnique de Madrid ont mené une étude comparative des configurations de couplage direct et indirect pour les systèmes PV et les électrolyseurs dans la production d'hydrogène vert (H2). L'étude s'est basée sur des simulations numériques réalisées sur le logiciel MATLAB, avec des conditions météorologiques basées sur une année météorologique typique à Madrid.
Les systèmes à hydrogène alimentés par PV dans lesquels l'entrée de l'électrolyseur est connectée à la sortie électrique du générateur PV sans étage de puissance intermédiaire sont souvent considérés comme ayant une configuration de couplage direct. Les systèmes à configuration indirecte, en revanche, intègrent de l'électronique pour polariser le générateur PV à sa puissance maximale et utilisent le suivi du point de puissance maximale (MPPT) garantissant la maximisation de la production d'énergie PV lorsque les conditions météorologiques varient, avec un convertisseur CC-CC faisant correspondre la puissance de sortie fournie par le MPPT à la puissance d'entrée de l'électrolyseur.
« La configuration indirecte implique un étage de puissance (PS) avec un tracker de point de puissance maximale et un convertisseur DC-DC, maintenant un transfert de puissance optimal du PV aux électrolyseurs mais entraînant des pertes au niveau du PS. La configuration directe évite ces pertes mais nécessite une conception spécifique du générateur PV pour obtenir un transfert électrique élevé », ont déclaré les scientifiques, faisant référence aux principaux avantages et inconvénients de chaque configuration.
« Pour défendre le couplage direct, plusieurs auteurs affirment que cette configuration pourrait être suffisamment bonne pour que l'électrolyseur fonctionne à proximité du MPP si le réseau PV et l'électrolyseur sont correctement conçus ; d'autres déclarent que la configuration de couplage direct est économiquement avantageuse, car les coûts des systèmes de couplage électronique sont entièrement évités. »
Le groupe de recherche a réalisé une série de simulations sur un dispositif expérimental composé d'un module solaire de 100 W et d'un électrolyseur à membrane échangeuse de protons (PEM) avec une densité de courant maximale de 4 A-cm2. Dans le cas du système indirect, l'efficacité du convertisseur DC-DC est supposée être de 95 %, tandis que dans le cas du système direct, le nombre de cellules solaires connectées en série et la surface des cellules ont été optimisés tout en préservant la puissance du module PV pour une comparaison équitable.
« La présence du MPPT permet au module PV de fonctionner à son MPPT pour toutes les conditions météorologiques, contrairement à la configuration de couplage direct, qui ne fonctionne à proximité du MPPT que pour une plage limitée d'irradiance et de température globales, même si son nombre de cellules a été optimisé », explique le groupe.
« Cette puissance photovoltaïque plus élevée se traduit également par une quantité accrue d’énergie électrique transférée à l’électrolyseur et, par conséquent, par une production d’H2 plus importante. »
Grâce à cette analyse, les scientifiques ont découvert que, grâce au PS, la configuration à couplage indirect peut injecter 223 kWh par an d'énergie électrique dans l'électrolyseur, soit 39.4 % de plus que la configuration directe. Cela suffirait à produire 5.79 kg de H2 par an, soit 37.5 % de plus que la quantité produite dans le système à couplage direct.
Le système direct a également montré une efficacité énergétique de 5 %, tandis que le système indirect a montré une efficacité de 6.9 %.
Les scientifiques ont également évalué quel système est le plus résistant aux pertes de puissance du module. Si l'une des 20 cellules du module PV venait à disparaître, le système direct perdrait 18.3 % de sa production d'hydrogène, tandis que l'indirect n'en perdrait que 2 %. En cas de perte de sept cellules, le système direct cesserait de produire de l'hydrogène, tandis que l'indirect en produirait toujours, bien qu'à une capacité inférieure de 5 %.
De plus, les chercheurs ont découvert que ce n’est que lorsque l’efficacité du convertisseur DC-DC tombe en dessous de 73 % qu’il produit moins de H2 que le système à couplage direct. « Pour qu’une conception de convertisseur DC-DC soit considérée comme valide, son efficacité doit dépasser 90 %, donc un scénario avec des efficacités et une production de H2 aussi faibles que dans le couplage direct est peu probable », ont souligné les chercheurs.
Leurs conclusions sont présentées dans l’étude « Optimisation de la production d’hydrogène : une étude comparative du couplage direct et indirect entre le photovoltaïque et l’électrolyseur », publiée dans Conversion et gestion de l'énergie.
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Source à partir de magazine pv
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