Chine : hydrogène issu du gaz de cokerie : perspectives ? 

L’hydrogène issu du gaz de cokerie semble être une idée évidente, n’est-ce pas ? Surtout en Chine, où la chimie du coke n’est pas seulement une industrie, mais tout un pan de la culture industrielle. Mais quand on commence à creuser, on se rend compte qu’il y a quelque chose entre « l’idée évidente » ? et une pratique réelle, rentable et sûre - un gouffre. Beaucoup de gens imaginent immédiatement un flux d'hydrogène pur et des certificats verts, oubliant le CO, le sulfure d'hydrogène, les goudrons et le fait que le gaz des cokeries est avant tout un combustible pour les cokeries elles-mêmes. Leur retirer ce gaz, c’est reconstruire tout le système de production d’énergie. Cela vaut peut-être la peine de commencer par ce paradoxe.

Pas seulement un sous-produit : la réalité du gaz de cokerie

Travailler sur des projets en coopération avec des institutions commeChengdu Yizhi Technology Co.(au fait, c'est leur site Web,https://www.yzkjhx.ru- une ressource utile sur les technologies de séparation), vous rencontrez constamment la même demande de la part des métallurgistes : « Oui, nous avons du gaz, mais nous n'en avons pas assez pour nos propres besoins ? Et c'est là le point clé.Gaz de coke- pas de « déchets », qui attendent simplement d'être éliminés. Il s'agit d'un vecteur d'énergie calibré, utilisé pour chauffer les batteries des fours à coke, sécher le charbon et parfois générer de la vapeur. Sa composition est d'environ 55 à 60 % de H2, 25 à 30 % de CH4, le reste étant constitué de CO, N2, d'hydrocarbures lourds et d'impuretés. Le pouvoir calorifique initial est important pour le cycle de processus.

Par conséquent, la conversation sur l’hydrogène ne commence pas par « comment l’isoler ? », mais par « comment compenser le bilan énergétique ? ». Si vous prenez de l'essencehydrogène, vous devez offrir quelque chose en retour - par exemple, reconstruire les fours au gaz naturel ou introduire la récupération de chaleur. Il s’agit de coûts d’investissement qui engloutissent immédiatement une partie de l’économie du projet. Dans l'une des usines du Shanxi, j'ai vu une tentative d'installation d'une unité à membrane permettant de sélectionner l'hydrogène directement du réseau général. Il semble que tout ait été calculé, mais ils n'ont pas pris en compte les fluctuations de pression et de composition du gaz lors du changement de lots de charbon. Les membranes se sont rapidement cokées et le projet a été gelé. L'expérience est coûteuse, mais révélatrice.

Et encore une chose concernant la composition. En plus des trois principaux (H2, CH4, CO), il existe le naphtalène, le sulfure d'hydrogène et le cyanure d'hydrogène. Toute installation de récupération d'hydrogène - qu'il s'agisse d'adsorption par cycle de pression (PSA) ou de membranes - nécessite un nettoyage en profondeur et en plusieurs étapes à l'entrée. Sinon, les catalyseurs sont empoisonnés et les membranes tombent en panne. Chaîne standard : refroidissement, précipitateurs électrostatiques, dérésinage, puis désulfuration. Il ne s’agit pas simplement de « installer un filtre », c’est tout un atelier de chimie. Et son coût surprend souvent les clients qui ne pensaient qu'au bloc PSA.

Carrefour technologique : PSA, membranes ou autre chose ?

La Chine s’est historiquement davantage tournée vers l’adsorption à cycle court (SCA). Les raisons sont claires : la technologie a fait ses preuves, elle permet d'obtenir de l'hydrogène d'une pureté de 99,999 % et plus, et en chemin il est possible d'isoler la fraction méthane-hydrogène. De telles installations sont par exemple conçues et fournies parChengdu Yizhi Technology Co., Ltd.— cet institut de conception créé par Huaxi Technology possède une solide expérience dans la séparation des gaz. J'ai vu leurs installations en fonctionnement : elles sont fiables, mais nécessitent un bon fonctionnement. Le point clé ici est la sélection correcte des adsorbants pour une composition de gaz spécifique et la capacité de travailler avec des gaz résiduels (raffinat).

Mais l’ACC n’est pas une panacée. L'installation est volumineuse, gourmande en énergie (des compresseurs sont nécessaires pour créer de la pression) et nécessite une automatisation de haute qualité pour commuter les vannes. Pour de petits débits de gaz, cela peut s’avérer excessivement coûteux. C’est ici qu’interviennent les technologies membranaires. Ils sont plus compacts et plus faciles à utiliser, mais il y a une nuance : la pureté de l'hydrogène en sortie dépasse rarement 99 % en un seul passage, et dépend fortement de la pression et de la composition de la matière première. Pour de nombreuses applications, par exemple pour l'hydrotraitement dans l'industrie pétrochimique, cela suffit. Mais si vous avez besoin d’hydrogène ultra pur pour l’électronique ou les piles à combustible, vous ne pouvez pas vous passer d’une purification ultérieure.

Une approche hybride intéressante, actuellement testée sur plusieurs sites, est une combinaison de prétraitement membranaire et de PSA. Les membranes éliminent l’hydrogène en vrac, réduisant ainsi la charge sur l’unité d’adsorption plus coûteuse. Cela semble logique, mais dans la pratique, des difficultés surviennent lors de la synchronisation du fonctionnement de deux systèmes aux dynamiques différentes. Il s’agit pour l’instant plutôt de solutions pilotes. Personnellement, j'ai tendance à croire que le choix de la technologie est toujours un compromis entre la pureté du produit requise, le capital disponible et la qualification du personnel local. Parfois, il est plus facile et moins coûteux de fournir deux étages de membranes de sélectivité différente qu'un seul PSA complexe.

Où mettre cet hydrogène ? Marché vs consommation intérieure

Nous avons donc isolé l'hydrogène. Et quoi ? Le plus simple est de l’utiliser dans la même usine ou dans une production voisine. L’industrie du coke possède ses propres procédés d’hydrogénation et le raffinage du pétrole possède ses propres procédés d’hydrotraitement. Il s’agit de la meilleure option, car elle minimise la logistique et les coûts de compression et de stockage. Mais souvent, la capacité d’allocation dépasse les besoins locaux. Se pose alors la question de l’entrée sur le marché étranger.

Et c’est ici que commence la partie la plus difficile. Le marché de l’hydrogène en Chine vient tout juste d’émerger. Les infrastructures de transport (pipelines, camions-citernes pressurisés) font cruellement défaut. Le coût du transport sur 200 km peut rendre le produit non compétitif par rapport à l'hydrogène de reformage du méthane à la vapeur produit localement. Ainsi, de nombreux projetshydrogène provenant du gaz de cokerieils sont aujourd'hui liés à la création de clusters locaux : une cokerie + une raffinerie de pétrole + éventuellement une entreprise chimique. La géographie est tout.

Un autre consommateur potentiel est la production d’acier. Des expériences sont en cours pour utiliser l’hydrogène dans les hauts fourneaux afin de remplacer partiellement le coke. Mais ce sont des technologies d’avenir, encore balbutiantes. Un scénario plus réaliste consiste à diriger l'hydrogène pour synthétiser de l'ammoniac ou du méthanol, s'il existe des installations de production correspondantes à proximité. Mais là encore, on se heurte à l’économie : le coût de l’hydrogène issu du gaz de cokerie, même en prenant en compte tous les coûts d’épuration, est inférieur à celui du gaz naturel. C'est son principal atout. Mais cet avantage ne peut être obtenu que s’il existe à proximité un canal de distribution fiable et stable.

Économie et pièges : ce qui n'est pas écrit dans les présentations

Dans les études de faisabilité, tout semble fluide : faible coût des matières premières (le gaz est « gratuit »), demande croissante d’hydrogène, subventions gouvernementales pour le gaz « vert ». technologies. La réalité est plus dure. Tout d'abord, c'est « gratuit » matières premières. Comme je l'ai déjà dit, l'extraction de gaz est une perte de carburant. Il faut considérer le coût d’opportunité réel de ce gaz pour l’usine. Il s’avère parfois qu’il est plus rentable de vendre le gaz de cokerie lui-même comme combustible à une usine voisine que d’investir dans une coûteuse usine de séparation de l’hydrogène.

Deuxièmement, les coûts en capital. Un complexe à part entière - du nettoyage à la compression - coûte des dizaines de millions de dollars. Le délai de récupération dépend fortement du prix final de l’hydrogène, qui est très volatil. Troisièmement, les coûts de fonctionnement. Remplacement des adsorbants, des membranes, des réactifs pour éliminer le soufre, de l'énergie pour la compression - il s'agit d'une sortie de trésorerie constante. J'ai vu un projet où, en raison de la teneur élevée en sulfure d'hydrogène, il était nécessaire d'installer une étape supplémentaire de désulfuration oxydative, ce qui tuait toute rentabilité.

Et la principale pierre d’achoppement est la stabilité. La production de coke est cyclique. Des arrêts sont prévus pour réparer les batteries et la qualité du charbon fluctue. La composition et la quantité de gaz ne sont pas constantes. L'installation d'hydrogène doit être flexible et résistante à de telles fluctuations, ce qui constitue une automatisation complexe et coûteuse. Tous les fabricants de technologies n’en tiennent pas compte lorsqu’ils vendent des produits « standards ». solutions. ExpérienceChengdu Yizhi Technology Co.est précieux ici précisément parce que, à en juger par leurs projets, ils sont profondément immergés dans les spécificités de la production chimique du coke et ne proposent pas d'installations abstraites.

Regarder vers l’avenir : y a-t-il de la lumière au bout du tunnel ?

Malgré toutes les difficultés, la direction a des perspectives. Il existe plusieurs pilotes. La première est la politique de « double neutralité carbone ». en Chine. Cela nous oblige à rechercher toutes les opportunités pour réduire notre empreinte carbone.Hydrogène provenant du gaz de cokerieest l’utilisation d’un sous-produit pour produire de l’hydrogène à faible teneur en carbone (à ne pas confondre avec « vert ? »). C’est mieux que de torcher le gaz ou simplement de l’utiliser comme combustible sans purification. Des crédits carbone ou d’autres préférences peuvent apparaître.

Le deuxième levier est le développement de l’hydrogène énergie et de la mobilité dans certaines régions. Si un réseau de stations-service d'hydrogène est créé dans les provinces du Shanxi ou du Hebei, où sont concentrées les principales capacités de cokéfaction, la production locale de gaz de cokerie deviendra stratégiquement importante. Il s’agit pour l’instant d’initiatives ciblées.

Le troisième facteur est technologique. Des membranes moins chères et résistantes aux impuretés, des adsorbants de plus grande capacité et des méthodes de nettoyage efficaces font leur apparition. La consommation d'énergie du processus est réduite. Cela améliore l’économie. Mais la conclusion fondamentale, basée sur la pratique, est la suivante : le succès ne sera pas le projet qui extrait simplement techniquement l'hydrogène, mais celui qui est initialement intégré dans un système global d'approvisionnement en énergie et en ressources de l'ensemble du cluster industriel, avec un équilibre réfléchi et des ventes fiables. Il s'agit d'une tâche système complexe, qui ne se limite pas à l'achat d'équipement. Et c’est dans cette approche systématique, me semble-t-il, que réside la principale perspective de l’hydrogène issu du gaz de cokerie en Chine.