Contribution à la conception d’un système photovoltaïque assistée par un stockage d'air comprimé

Abstract

La Société Nationale Algérienne pour le Transport et la Commercialisation des Hydrocarbures (SONATRACH), fournissant du pétrole brut, du gaz naturel, des condensats et du gaz de pétrole liquéfié (GPL), a enregistré une consommation moyenne d'électricité facturée de 1.3 million de dollars par an de 2017 à 2022 pour la Région de Transport Haoud El-Hamra (RTH) seule. La station de pompage de GPL "SP1 ELR1" (Station 1 de la Ligne d'Expansion 1 à Alrar-Hassi R'mel), en tant que l'une des stations de pompage de la RTH, indiquait une alimentation électrique considérable à travers trois lignes électriques aériennes de 220 kV, réduites à 5.5 kV à l'aide de transformateurs pour assurer une puissance d'entrée de la station d'environ 4.5 MW, représentant une perte de 21 % de la consommation annuelle. Cependant, la puissance d'entrée n'est jamais entièrement utilisée par la station et elle est payé en moyenne 391.6 milliers de dollars par an, ajoutés à l'équipement de la station avec des transformateurs à un coût supplémentaire de 1.78 million de dollars et aux interruptions d'alimentation électrique du réseau entraînant des pertes importantes de 105.6 milliers de dollars par heure dans les ventes de GPL pompé. Ce travail présente la première étude de processus d'un système de stockage d'énergie par air comprimé (CAES) assisté par système photovoltaïque (PV) et réseau électrique intégré dans la station SP1 ELR1 avec la récupération du GPL torché pour atteindre l'indépendance électrique, et elle comprend une analyse du système sur l'optimisation des processus, les coûts et l'impact environnemental. L'étude aborde une combinaison de PV, de réseau électrique, et en particulier du processus CAES simulé à l'aide du logiciel ASPEN HYSYS pour contrôler sa puissance de sortie, comprenant trois scénarios : sans récupération de l'énergie thermique de l'air (ATER), avec ATER et avec récupération de l'énergie thermique du GPL (LPG-TER). Selon les résultats, le CAES avec LPG-TER a démontré une augmentation de plus de 100 % de la fourniture de puissance, correspondant à environ 10 MW de puissance générée par rapport à une puissance d'entrée de 4.5 MW, dépassant ainsi les besoins de la station de pompage de deux fois. De plus, la comparaison avec les systèmes concurrents mentionnés dans la littérature souligne la supériorité du système, avec une amélioration de 32 %, 55 % et 66 à 68 % par rapport à D- CAES, I-CAES et A-CAES, respectivement. L'étude a révélé que l'atteinte de l'indépendance du réseau électrique grâce au système CAES a entraîné des économies annuelles de coûts d'investissement et d'exploitation de 2.22 millions de dollars. L'adoption du système CAES peut réduire de manière significative les émissions de CO2 issues de la combustion de gaz naturel pour alimenter le réseau, entraînant une réduction de 29 % des émissions combinées de GPL et de gaz naturel. Les conclusions étendues de l'étude à d'autres stations de pompage similaires de SONATRACH montrent une réduction de 22.17 % des émissions de CO2 et des économies de 3679 MW par an. Au-delà de SONATRACH, le système offre des économies et une réduction du torchage de 100 MW/jour et de 5.28 barils/jour jusqu'à 42400 MW/jour et 2 329.5 barils/jour

The Algerian National Company for the Transportation and Marketing of Hydrocarbons (SONATRACH), a supplier of crude oil, natural gas, condensates, and liquefied petroleum gas (LPG), has incurred an annual electricity bill averaging $1.3 million from 2017 to 2022 exclusively for the Haoud El-Hamra Transport Region (RTH). Within the RTH, the LPG pumping station "SP1 ELR1" (Station 1 of Expansion Line 1 in Alrar-Hassi R'mel) is one of the pumping stations responsible for drawing substantial electrical power via three 220 kV overhead power lines, which are subsequently transformed to 5.5 kV to provide the station with around 4.5 MW of input power. This translates to a 21% loss in annual consumption. However, the station never fully utilizes this input power, resulting in an average annual cost of $391.6 thousand. Additionally, the installation of transformers at an extra cost of $1.78 million, along with power interruptions from the grid, has led to significant losses amounting to $105.6 thousand per hour in LPG sales. This study presents the initial examination of a Compressed Air Energy Storage (CAES) system supported by a photovoltaic (PV) system and integrated into the SP1 ELR1 station, with the added feature of recovering flared LPG to achieve electrical self-sufficiency. It encompasses an analysis of process optimization, costs, and environmental impact. The study combines PV and the electrical grid, with a particular focus on the CAES process, simulated using ASPEN HYSYS software to manage its power output. The study examines three scenarios: one a CAES system without the recovery of air thermal energy (ATER), another with ATER, and a third involving the recovery of thermal energy from LPG (LPG-TER). According to the findings, CAES system with LPG-TER demonstrated a power supply increase of over 100%, yielding approximately 10 MW of generated power compared to an input power of 4.5 MW, effectively exceeding the pumping station's requirements twofold. Furthermore, when compared to rival systems documented in the literature, this system stands out with enhancements of 32%, 55%, and 66 to 68% in comparison to D-CAES, I-CAES, and A-CAES, respectively. The study shows that achieving grid independence through the CAES system results in annual cost savings of $2.22 million in investment and operational expenses. The implementation of the CAES system can substantially reduce CO2 emissions stemming from natural gas combustion for grid power generation, leading to a 29% reduction in combined emissions from LPG and natural gas. The broader implications of the study for other similar SONATRACH pumping stations indicate a 22.17% decrease in CO2 emissions and savings of 3679 MW per year. Beyond SONATRACH, the system offers cost savings and a reduction in flaring from 100 MW/day and 5.28 barrels/day to 42,400 MW/day and 2,329.5 barrels/day.

تنتج الشركة الوطنية الجزائرية لنقل وتسويق المحروقات (سوناطراك) نفطاً خاماً وغازاً طبيعياً وغاز مكثف و غاز البترول المسال (GPL)، حيث سُجِّل استهلاك كهرباء مفوتر متوسط قدره 1.3 مليون دولار سنوياً من عام 2017 إلى عام 2022 بالنسبة لمنطقة النقل حوض الحمراء (RTH) وحدها. حيث سجلت محطة ضخ غاز البترول المسال "SP1 ELR1"كإحدى محطات الضخ التابعة لمنطقة النقل حوض الحمراء إستهلاك كمية كبيرة من الكهرباء من خلال ثلاثة خطوط كهرباء علوية بجهد 220 كيلوفولت، تم تقليلها إلى 5.5 كيلوفولت باستخدام المحولات لضمان قدرة استهلاك المحطة بحوالي 4.5 ميغاواط، ممثلة في خسارة تبلغ 21% من الاستهلاك السنوي. لذلك، لا يتم استخدام الطاقة الكهربائية بالكامل من قبل المحطة ويتم دفع متوسط 391.6 ألف دولار سنوياً يضاف اليها تجهيز المحطة بالمحولات بتكلفة قدرها 1.78 مليون دولار وانقطاعات كهرباء الشبكة التي تسفر عن خسائر كبيرة تقدر ب 105.6 ألف دولار في الساعة من مبيعات الغاز البترول المسال المضخ. يقدم هذا العمل دراسة لنظام تخزين الطاقة بالهواء المضغوط (CAES) المدعوم بأنظمة الخلايا الشمسية (PV) والشبكة الكهربائية مدمج في محطة الضخ "SP1 ELR1" مع استغلال غاز البترول المسال المطروح اصلا للحرق من اجل تحقيق الاستقلال الكهربائي، ويشمل هذا العمل التحليل النظامي لعمليات التحسين والتكاليف والتأثير البيئي. حيث تناقش الدراسة الجمع بين الخلايا الشمسية والشبكة الكهربائية مع نظام تخزين الطاقة بالهواء المضغوط اللذي يتم محاكاته باستخدام برنامج ASPEN HYSYS للتقييم قدرته الإنتاجية للطاقةو هذا بدارسة ثلاثة سيناريوهات: بدون استرداد الطاقة الحرارية من الهواء المضغوط (CAES sans ATER)، مع استرداد الطاقة الحرارية من الهواء المضغوط (CAES avec ATER) ومع استرداد الطاقة الحرارية من غاز البترول المسال نفسه (CAES avec LPG-ATER). ووفقًا للنتائج، أظهر نظام تخزين الطاقة بالهواء المضغوط مع استرداد الطاقة الحرارية من غاز البترول المسال (CAES avec LPG-ATER) زيادة تفوق 100% في الطاقة المنتجة، ما يعادل حوالي 10 ميغاواط من الطاقة المولدة مقارنة بقدرة الإدخال البالغة 4.5 ميغاواط، متجاوزاً بذلك احتياجات محطة الضخ مرتين. بالإضافة إلى ذلك، تؤكد مقارنة النظام المقترح مع أنظمة منافسة تم ذكرها في المنشورات العلمية على تفوق هذا النظام بنسبة 32% و55% وما بين 66 و 68% على التوالي مقارنة بأنظمة D-CAES و I-CAES و .A-CAES كما كشفت الدراسة أن تحقيق الاستقلال عن الشبكة الكهربائية من خلال نظام CAES يؤدي إلى توفير تكاليف استثمارية و تشغيلية سنوية تبلغ 2.22 مليون دولار. ويمكن لنظام CAES تقليل انبعاثات ثاني أكسيد الكربون بشكل كبير بالاستغناء عن حرق الغاز الطبيعي لتوليد كهرباء الشبكة، مما يؤدي إلى تقليل نسبة الانبعاثات المشتركة بين غاز البترول المسال و الغاز الطبيعي بنسبة 29%. تشير الاستنتاجات الموسعة لهذه الدراسة إلى تقليل انبعاثات ثاني أكسيد الكربون بنسبة 22.17% وتحقيق توفير في استهلاك الطاقة يبلغ 3679 ميجاواط سنويًا عند تطبيقها على محطات ضخ مماثلة تابعة لشركة سوناطراك. وبالإضافة إلى ذلك استنادا للمعطيات الخاصة بانتاج غاز البترول المسال على مستوى قائمة الدول الاولى عالميا، يقدم النظام خارج شركة سوناطراك نموذج لتحقيق توفير في الاستهلاك اليومي للطاقة بمقدار يتراوح من 100 الى 42400 ميجاواط و تقليل في الاحتراق الناتج عن تفريغ الغاز للحرق بمقدار يتراوح من 5.28 الى 2329.5 برميل يوميًا