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La commercialisation des électrolyseurs et la baisse des coûts des énergies renouvelables suggèrent que la production d'hydrogène vert peut être une composante viable de la transition énergétique. Toutefois, une économie de l'hydrogène vert nécessite non seulement des solutions de production mais aussi des options de stockage, qui s'avèrent difficiles. Une solution peu explorée est le stockage de l'hydrogène gazeux en forages. Les variations de pression et de température subies au cours des différentes étapes du stockage nécessitent la simulation de phénomènes physiques couplés faisant appel à des concepts hydrauliques, mécaniques et thermiques. En effet, il est nécessaire de simuler l'écoulement multiphasique dans le milieu géologique tout en considérant la déformation mécanique et les transferts thermiques. Les modèles développés doivent être basés sur une caractérisation hydro-thermomécanique des matériaux géologiques.
L'objectif de ce projet de recherche est d'évaluer la viabilité technique du stockage d'hydrogène gazeux (H2) en forages, une nouvelle technologie qui peut être déployée à court terme. L'étude proposée vise à développer des modèles analytiques et numériques pour simuler les opérations de stockage d'hydrogène dans les forages tubés. Ces différents modèles seront basés sur la caractérisation des propriétés hydro-thermomécaniques du site du Centre de recherche d'Hydro-Québec (IREQ) à Varennes.
La zone d'intérêt pour le développement d'un projet pilote de cette technologie est le site de l'IREQ. Celui-ci est situé à Varennes, sur la Rive-Sud de Montréal. Cependant, cette technologie est développée pour être implantée dans les communautés du Nord du Québec (Nunavik), dont Kuujjuaq, afin d'augmenter le taux de pénétration des énergies renouvelables et de réduire la dépendance au diesel.
Dans ce projet, le modèle numérique de Kushnir et al (2012) est implémenté dans des codes MATLAB. Ce modèle, qui a été développé pour le stockage d'énergie par air comprimé (CAES), sera adapté au stockage de l'hydrogène afin de servir d'outil de conception. Un modèle numérique par éléments finis est aussi développé dans COMSOL Multiphysics, qui est un logiciel commercial d'équations différentielles partielles. Le modèle couple les modules de transfert de chaleur dans les milieux poreux et loi de Darcy pour simuler un écoulement de fluide non isotherme. Comme le logiciel ne dispose pas d'un module pour la thermodynamique, ces équations seront implémentées en tant que module d'équations différentielles ordinaires (ODE). Dans le cadre de cette étude, une simulation 2-D sera établie avec une section horizontale qui intersecte l'infrastructure de stockage à différentes profondeurs.
M. AbuAisha, A. Rouabhi, J. Billiotte, F. Hadj–Hassen, Non–isothermal two–phase hydrogen transport in rock salt during cycling in underground caverns, Int. J. Hydrog. Energy. 46 (2021) 6632–6647. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2020.11.152.
A. Lemieux, A. Shkarupin, K. Sharp, Geologic feasibility of underground hydrogen storage in Canada, Int. J. Hydrog. Energy. 45 (2020) 32243–32259. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2020.08.244.
R. Kushnir, A. Dayan, A. Ullmann, Temperature and pressure variations within compressed air energy storage caverns, Int. J. Heat Mass Transf. 55 (2012) 5616–5630. https://doi.org/10.1016/j.ijheatmasstransfer.2012.05.055.
D. Wu, J.G. Wang, B. Hu, S.-Q. Yang, A coupled thermo-hydro-mechanical model for evaluating air leakage from an unlined compressed air energy storage cavern, Renew. Energy. 146 (2020) 907–920. https://doi.org/10.1016/j.renene.2019.07.034.