Chine : l’hydrogène issu des hydrocarbures – technologie et écologie ? 

Quand on parle d’hydrogène en Chine, beaucoup imaginent immédiatement « vert ». électrolyse. Mais la réalité sur terre, notamment à l’échelle industrielle, est encore différente. Le volume principal reste l’hydrogène issu des hydrocarbures, et c’est ici que réside de nombreuses nuances qui sont souvent étouffées dans les rapports de l’industrie. J'ai moi-même travaillé sur plusieurs projets de conversion du méthane de vapeur, et je peux dire : le débat sur l'écologie ici ne peut pas être réduit à de simples slogans. Il s’agit d’un compromis constant entre l’économie, la technologie disponible et l’empreinte carbone qui préoccupe désormais tout le monde avec tant de véhémence.

Base technologique : pas seulement SMR

Oui, le reformage du méthane à la vapeur (SMR) est un classique. Mais en Chine, cela est mis en œuvre avec des ajustements aux matières premières locales. Nous travaillons souvent non pas avec du gaz naturel idéal, mais avec du gaz de pétrole associé, voire du gaz de cokerie. La composition est instable, d’où le casse-tête des catalyseurs. Je me souviens d'un projet dans le Shanxi, où, en raison de la forte teneur en soufre des matières premières, le schéma de prétraitement a dû être complètement revu. Les solutions standards ne convenaient pas ; en conséquence, un système hybride a été développé avec des adsorbants à base d'oxyde de zinc et de zéolites. L'efficacité a atteint le niveau, mais la durée de vie du catalyseur de conversion est encore réduite de 15 %. C'est le prix de l'adaptation.

L’oxydation partielle (POX) est une autre histoire pour les matières premières lourdes. La technologie est énergivore et nécessite une unité d’oxygène complexe et coûteuse. Mais dans certains cas, on ne peut pas s'en passer. Dans l'une des raffineries du Liaoning, ils venaient juste d'installer une unité POX pour le traitement du goudron. Le principal problème ne résidait même pas dans le processus, mais dans l'équipement qui l'accompagnait - des alliages résistants à la chaleur pour le réacteur et les échangeurs de chaleur. Problèmes constants de corrosion et d’érosion. Les analogues chinois n’ont pas toujours résisté ; des matériaux importés coûteux ont dû être achetés, ce qui a d'abord annulé les avantages économiques du projet.

Il y a actuellement beaucoup de buzz autour du reformage autothermique (ATR) en tant que technologie plus flexible. On dit qu’il est meilleur en termes de rendement en hydrogène et d’émissions. Sur le papier – oui. Mais en pratique, la clé réside dans un contrôle précis du rapport oxygène/vapeur/alimentation. Au moindre échec, au lieu d'un processus optimal, vous vous retrouvez soit avec de la suie, soit avec du méthane non converti. J'ai vu une tentative de lancement d'une telle installation dans un complexe pilote. Le système de contrôle a été « affûté » dans des conditions de laboratoire idéales, mais en réalité, les fluctuations de pression dans la conduite de gaz ont tout gâché. Il a fallu un mois pour peaufiner les algorithmes. La technologie est donc prometteuse, mais nécessite encore beaucoup de « rodage ». dans le champ.

Le paradoxe écologique et l'astuce du CSC

C’est la principale pierre d’achoppement. Produire de l’hydrogène à partir du méthane produit inévitablement du CO2. Beaucoup. Par conséquent, désormais, tous les projets en Chine qui prétendent être « à faible émission de carbone » portent le préfixe « CCS-ready ? ou « carbone capturé ». Mais la préparation est une chose et la mise en œuvre effective en est une autre. Le principal problème n’est même pas la technologie de capture (même si elle est coûteuse), mais la logistique et le stockage. Où doit aller ce CO2 ? Il n’existe pas beaucoup de formations géologiques permettant un stockage à l’échelle industrielle à proximité des usines.

A participé à l'évaluation du projethydrogène à partir d'hydrocarburesavec un cycle complet de CSC au Xinjiang. Techniquement, tout est calculé : 90 % de captage, un pipeline pour transporter le CO2 sur 150 km jusqu'à un gisement de gaz épuisé. Mais l’économie est fragile. Le coût par tonne de CO2 capté et enfoui engloutit tous les bénéfices potentiels du CO2 « propre ». hydrogène. Le projet a finalement été gelé, dans l’attente de subventions gouvernementales plus importantes ou de prix plus élevés pour les quotas carbone. Jusqu’à présent, le CSC en Chine est davantage un projet de démonstration qu’une pratique de masse.

Un autre point concerne les émissions indirectes. Tout le monde compte le carbone issu du processus de conversion lui-même, mais on oublie souvent la partie « grise ». empreinte carbone issue de la production d’électricité pour le fonctionnement des compresseurs, pompes, systèmes de contrôle. Si l'usine est située dans une région où le réseau est connecté au charbon, le bilan global des émissions se détériore de 20 à 25 %. C’est pourquoi ils utilisent désormais de plus en plus, lors de la conception, leurs propres installations d’énergies renouvelables, au moins pour couvrir partiellement les besoins. Mais cela augmente encore le prix.

Équipement et localisation : où en sommes-nous ?

Auparavant, les équipements clés - reformeurs, compresseurs Syngas, systèmes PSA - étaient activement achetés auprès de Linde, Air Products, Topsoe. La tendance actuelle est à la localisation complète. Les fabricants chinois ont déjà atteint un bon niveau dans la fabrication de colonnes de gaz de synthèse, d'échangeurs de chaleur et de systèmes de contrôle. Mais des difficultés subsistent avec les catalyseurs et certains alliages spéciaux pour zones à haute température.

Travailler avecChengdu Yizhi Technology Co.(il s'agit d'un institut de design créé par Huaxi Technology), a observé leur approche. Ils ne se contentent pas de reproduire des solutions toutes faites, mais adaptent souvent des packages technologiques aux matières premières spécifiques du client. Leur site internetyzkjhx.ruest, en fait, un portefeuille de tels projets non standards. Ils ont leur propre développement - un catalyseur multicouche pour la conversion du méthane avec une résistance accrue à l'empoisonnement au soufre. Mis en œuvre dans une installation au Sichuan. Les résultats ne sont pas mauvais, mais encore une fois, pour des conditions idéales. Avec des changements brusques de charge, l'activité a chuté plus rapidement que celle de l'analogue importé. Il y a des progrès, mais nous devons encore travailler pour atteindre la pleine parité.

Un cas intéressant est l'utilisation d'installations modulaires prêtes à l'emploi de faible et moyenne puissance. Il s’agit d’une tendance à la production décentralisée d’hydrogène, par exemple pour les stations-service. Les entreprises chinoises, dont Yizhi Technology, sont très actives ici. Assemblé, connecté, lancé. Mais la fiabilité de ces solutions « prêtes à l’emploi » dans les hivers rigoureux du nord de la Chine ou dans le sud à forte humidité reste une grande question. Arrêts de maintenance fréquents et remplacement des filtres. La fiabilité est encore inférieure à celle des grands complexes stationnaires.

Intermédiaires : le rôle du gaz de synthèse

Ce que l’on oublie souvent, c’est que la production d’hydrogène n’est pas toujours l’objectif final. Le gaz de synthèse lui-même est une matière première précieuse. En Chine, avec sa puissante industrie chimique, cela revêt une importance cruciale. De nombreux projets sont initialement conçus comme une production flexible : aujourd'hui on maximise le rendement en hydrogène pour les raffineries, demain on change de mode pour la production de méthanol ou d'ammoniac.

J'ai été confronté à une situation où, en raison de changements dans les conditions du marché (les prix de l'hydrogène ont baissé, les prix du méthanol ont augmenté), le système d'exploitation a dû être modifié de toute urgence. Il ne s’agissait pas simplement d’une configuration, mais d’un remplacement physique des cartouches du système de purification fine de l’hydrogène (PSA) et d’un réajustement du système de compresseur. Le temps d'arrêt a duré près d'un mois. Aujourd'hui, lors de la conception de nouvelles installations, une flexibilité beaucoup plus grande est intégrée, mais cela signifie là encore une augmentation des coûts d'investissement.

Un autre aspect est la pureté de l’hydrogène. Les piles à combustible nécessitent le plus haut degré de purification (jusqu'à 99,999 %). Y parvenir à partir de matières premières hydrocarbures est difficile et coûteux. Les principales impuretés - CO et CO2 - sont des poisons pour le catalyseur de la pile à combustible. Les méthodes d'adsorption standards ne donnent pas toujours le résultat souhaité. Il faut combiner : la conversion haute température, puis la conversion basse température, puis le PSA, et parfois aussi la séparation membranaire. Chaque étape supplémentaire est une perte de pression, d’énergie et, bien sûr, d’argent. Dès lors, « l’hydrogène pour le transport ? L'hydrogène issu du méthane ne peut pas encore rivaliser en termes de prix avec le même hydrogène destiné au raffinage du pétrole, où les exigences de pureté sont moindres.

Perspectives d’avenir : qu’adviendra-t-il de ce segment ?

Malgré tout le battage médiatique autour de l’hydrogène vert, les lignes grises et bleues des hydrocarbures domineront encore longtemps la Chine. Les raisons en sont l’infrastructure, le coût et, surtout, la disponibilité des matières premières. La question est de savoir comment rendre ce processus acceptable d’un point de vue environnemental. Je pense que l'avenir ne réside pas dans une avancée décisive, mais dans un ensemble de mesures : l'introduction progressive du CSC là où elle est géographiquement et économiquement justifiée ; hybridation avec des sources d'énergie renouvelables pour l'alimentation électrique des installations ; et un travail continu sur l'efficacité des catalyseurs et des circuits thermiques pour réduire la consommation de matières premières et d'énergie par unité de produit.

Beaucoup dépendra des politiques de tarification du carbone. Si le coût des émissions de CO2 devient important, la rentabilité des projets changera radicalement. Aujourd’hui, de nombreuses décisions sont prises sur la base de considérations économiques à court terme plutôt que d’écologie à long terme.

Personnellement, je suis sceptique quant à l’abandon complet et imminent des hydrocarbures au profit de l’hydrogène. Nous verrons plutôt sa niche. De grands complexes modernes, éventuellement hybrides (utilisant en partie du biométhane), à ​​proximité de centres de consommation ou de sites de stockage de CO2. Et pour les consommateurs éloignés ou de petite taille, des électrolyseurs alimentés par des sources d'énergie renouvelables seront développés. Mais la base - l'industrie chimique, le raffinage du pétrole - restera basée sur les technologies de conversion du méthane et de ses analogues pendant encore 20 à 30 ans. L'essentiel n'est pas d'étouffer les problèmes, mais d'y travailler honnêtement, en tenant compte de tous les coûts, y compris environnementaux.