Un modèle de réglage en profondeur de stockage d'hydrogène (moins de 30 % de la capacité nominale) couplant une unité de cycle combiné à turbine à gaz (GTCC) avec une cellule d'électrolyse à oxyde solide (SOEC) a été construit, démontrant la faisabilité d'un appariement efficace des ressources électriques et thermiques internes au système pour l'absorption des énergies renouvelables via le stockage d'hydrogène. En prédisant la puissance électrique variable du GTCC par apprentissage automatique, en calculant les paramètres de vapeur avec un modèle de chaudière de récupération de chaleur, et en combinant un modèle thermo-chimique SOEC pour évaluer la consommation électrique et thermique pour l'électrolyse, les résultats montrent que la tension d’électrolyse SOEC et la quantité d’hydrogène peuvent répondre rapidement aux variations d’énergie d’entrée, et que l'inertie thermique de la génération d'hydrogène se stabilise entre 25 et 27°C ; lorsque la profondeur de réglage (rapport absorption d’énergie renouvelable sur capacité nominale) augmente de 50 % à 100 %, le rendement global du système de stockage et réglage passe de 47,8 % à 55,3 % ; la consommation totale d’énergie pour la production d’hydrogène via GTCC-SOEC diminue de 6,7 kJ/m³ à 5,8 kJ/m³, soit une réduction de 13,4 % ; la consommation thermique de SOEC représente environ 80 % de la consommation électrique pour la production d’hydrogène, et l’efficacité du système couplé d’électrolyse est inférieure seulement de 3,15 % à 3,34 % à l’efficacité de production électrique en réglage autonome GTCC ; pour chaque augmentation de 1 % de la profondeur de réglage, la production d’hydrogène augmente d’environ 0,1 t/h, tandis que les émissions de CO₂ issues de la combustion du gaz naturel peuvent être réduites de 0,64 t/h. En tenant compte des coûts de stockage et des conditions météorologiques, la centrale fonctionne 8 heures par jour. Lorsque la période de production maximale éolienne et solaire passe de 0 à 1,5 heure, la proportion d’hydrogène injecté atteint 30 %, et l’efficacité moyenne du cycle stockage-libération d’hydrogène passe de 56,7 % à 62,5 % ; lorsque la durée quotidienne de l’énergie renouvelable injectée dans le réseau atteint 2,5 heures, l’efficacité moyenne du cycle stockage-libération atteint 67,1 % ; lorsque le rapport subvention/prix de l’électricité pour le réglage du pic de charge est inférieur à 0,2, le taux de rentabilité des coûts présente une tendance à la baisse puis à la hausse avec l’augmentation du rapport énergie stockée sur énergie réseau, et lorsque ce rapport est supérieur à 0,2, le taux de rentabilité augmente continuellement avec cette augmentation.

production en cycle combiné; chaudière de récupération de chaleur; réglage en profondeur; électrolyseur à oxyde solide; modélisation dynamique