Le Sommet sur l'hydrogène met en lumière les défis et les opportunités liés à la compression de l'hydrogène.

La décarbonation, qu’elle soit impulsée par la législation ou par les objectifs ESG des entreprises, signifie que la production et le transport d’hydrogène pourraient devenir une part croissante du monde de COMPRESSORTech2.

Cependant, de nombreuses inconnues subsistent quant à la meilleure façon d'utiliser l'hydrogène et à ses effets sur divers domaines, de la métallurgie aux performances des vannes , d'après les intervenants du sommet sur l'hydrogène COMPRESSORTech2 . Cet événement, qui s'est tenu fin avril à Houston, a réuni plus de 140 participants issus de nombreuses entreprises, dont bp, Atlas Copco, Cook Compression, Dover Precision Components et bien d'autres.

Présentations du sommet

Conférences principales

Jeff Falkiner, directeur de l'ingénierie des opérations et de la maintenance – opérations de transport chez Enbridge Gas Inc. (EGI), a ouvert la conférence avec un discours d'ouverture matinal mettant en lumière les éléments d'ingénierie clés de la réaffectation des actifs de gaz naturel pour le service d'hydrogène mélangé .

Falkiner est responsable du support technique pour l'ensemble des équipements de compression et auxiliaires des installations de stockage et de transport d'EGI, qui représentent une puissance de plus de 800 000 ch. Dans ses fonctions actuelles, il participe activement à l'évaluation des impacts de l'hydrogène sur les équipements de compression et à l'analyse de leur adéquation .

Falkiner a évoqué certains projets d'EGI liés à l'hydrogène, notamment le projet de mélange d'hydrogène de Markham, en Ontario, au Canada – le premier projet de ce type en Amérique du Nord.

Ce projet pilote de 5,2 millions de dollars est un partenariat avec Cummins et a été lancé en 2018 pour aider à équilibrer l'offre et la demande d'électricité en Ontario en stockant le surplus d'électricité de la province sous forme d'hydrogène pur jusqu'à ce qu'il soit nécessaire.

À partir de janvier 2022, l'hydrogène produit par l'installation a été injecté dans une partie du réseau de gaz naturel existant d'Enbridge Gas, desservant environ 3 600 clients à Markham.

Il a souligné que l'entreprise devait mettre en place un programme spécifique de gestion opérationnelle et d'intégrité afin de suivre et d'évaluer la sécurité et la fiabilité du réseau. Elle a même élaboré et dispensé des formations aux secouristes pour les préparer à l'utilisation du gaz naturel mélangé.

L'allocution principale de l'après-midi a été donnée par Jacob Saletsky, ingénieur au sein du groupe New Energy Ventures de Williams à Tulsa, dans l'Oklahoma. Saletsky soutient le développement et la mise en œuvre de projets axés sur la décarbonation des infrastructures existantes de collecte, de traitement et de transport du gaz naturel. Il est également impliqué dans les technologies de transition énergétique telles que l'hydrogène, l'ammoniac, la capture du carbone, le gaz naturel renouvelable, la récupération de chaleur résiduelle et l'énergie solaire à grande échelle.

Il a fait remarquer que les carburants à base d'hydrogène comme l'ammoniac et le méthanol présentent des avantages par rapport à d'autres méthodes de réduction des émissions de carbone comme la capture du carbone ou la technologie de propulsion électrique.

Il a également évoqué un essai récent mené dans le Wyoming sur un moteur à pistons Cooper 6V-250. Différents pourcentages d'hydrogène (jusqu'à 30 %) ont été ajoutés au carburant afin d'étudier leurs effets sur les émissions d'oxyde nitreux, de dioxyde de carbone, de méthane, de NOx et d'autres polluants.

À 100 % du couple moteur, un mélange à 30 % d'hydrogène a permis de réduire les émissions d'oxyde nitreux de près de 25 % par rapport au gaz naturel pur, et celles de méthane d'environ 12 %. Le seul polluant dont les émissions ont augmenté durant les essais était le NOx. Cependant, Saletsky a précisé que les émissions de NOx peuvent être réduites sans modification du moteur en appauvrissant davantage le mélange air-carburant, mais jusqu'à un certain point seulement.

Les autres intervenants du sommet ont abordé un large éventail de sujets liés à l'hydrogène et à son impact sur les technologies de compression des gaz. L'hydrogène étant appelé à jouer un rôle crucial dans le futur mix énergétique, cet événement est incontournable pour tous les acteurs de l'industrie de la compression des gaz, quel que soit leur niveau.

Types de compresseurs

Peter Roth, directeur des produits PPI chez Sundyne, a présenté les avantages et les inconvénients des différents types de compresseurs pour le traitement de l'hydrogène. Par exemple, les compresseurs centrifuges peuvent gérer des débits de gaz très importants et sont adaptés aux applications de pipeline, de recirculation et de séchage, mais leur taux de compression est modéré. Les compresseurs à membrane ne présentent aucune fuite d'hydrogène dans l'atmosphère, mais ne conviennent pas aux débits élevés. Les compresseurs à piston peuvent traiter des débits de gaz plus importants, mais la lubrification des pistons à l'huile peut entraîner une contamination du gaz.

Outre Sundyne, il a travaillé avec Siemens Energy, Rolls Royce Energy Systems et MAN Turbo & Diesel.

Le discours d'ouverture de l'après-midi a été prononcé par Jacob Saletsky, un ingénieur qui travaille pour le groupe New Energy Ventures de Williams à Tulsa, dans l'Oklahoma.

Marybeth McBain, ingénieure commerciale senior chez Elliott Group , a évoqué les répercussions potentielles sur l'infrastructure des pipelines et des systèmes de ravitaillement en hydrogène pour répondre aux besoins de production, de transport et de stockage. En effet, un débit volumique d'hydrogène plus important est nécessaire pour obtenir l'équivalent énergétique du gaz naturel. Cela peut avoir un impact sur le nombre de stations de compression requises, ou du moins sur l'énergie nécessaire pour déplacer ce volume de gaz plus important.

Dans la plupart des cas, les exigences en matière de compression de l'hydrogène sont similaires entre la production et le transport, nécessitant des unités de surpression, des compresseurs pour le transport par pipeline, une compression pour le stockage et éventuellement des pompes ou des compresseurs pour les stations de ravitaillement.

Dans son rôle actuel, McBain couvre le marché nord-américain et sud-américain des produits d'ingénierie, notamment les compresseurs de GNL, le transport par pipeline, les compresseurs aval/raffinerie et les applications hydrogène et CO2 .

Burak Bekisli et Paul Modern ont présenté une discussion sur les défis liés à la compression alternative d'hydrogène à haute pression et sans lubrification. Bekisli est directeur de l'ingénierie des matériaux chez Dover Precision Components et Modern est ingénieur en chef des vannes et des produits de contrôle de débit chez Cook Compression. Leur présentation a abordé certains de ces défis et illustré des solutions à travers des études de cas.

Ils ont indiqué que le marché de l'hydrogène est en pleine évolution, principalement sous l'impulsion des objectifs de décarbonation. Nombreux sont ceux qui considèrent l'hydrogène comme un excellent vecteur énergétique et un moyen de stockage efficace.

Les nouvelles applications de la compression alternative incluent le stockage et le transport, le ravitaillement en carburant et les pipelines. L'hydrogène étant intrinsèquement difficile à sceller, et afin de minimiser les risques de fuite, les finitions et les tolérances sont essentielles.

Ils ont également examiné en profondeur les limites des matériaux à base de PTFE dans les applications liées à l'hydrogène, notant qu'ils sont moins adaptés aux pressions élevées.

essais sur le terrain

Une présentation de Jordan Smith et Hans Mathews de Cooper Machinery Services a mis en lumière les expériences de l'entreprise sur l'utilisation de l'hydrogène dans ses moteurs à gaz et ses essais sur le terrain d'un moteur intégré à grande alésage et à basse vitesse fonctionnant avec un mélange de carburant contenant 30 % d'hydrogène.

Ils ont noté que l'hydrogène a une vitesse de flamme rapide — environ 10 fois supérieure à celle du méthane — ce qui nécessite un délai d'allumage pour éviter le cliquetis.

L'entreprise a mené un essai sur le terrain avec la société de distribution de gaz Southern Star sur un compresseur-moteur intégré Cooper-Bessemer GMVH-12. Les essais se sont révélés concluants jusqu'à présent : le moteur deux temps à gros alésage, non modifié, peut traiter environ 30 % d'hydrogène en volume.

Ils ont également constaté que même de faibles quantités d'hydrogène ajoutées au mélange carburant-essence permettent de réduire les émissions. Ils ont observé que l'hydrogène agit comme un levier de 2:1 pour la réduction du CO et de 1,5:1 pour la réduction du méthane. L'ajout d'hydrogène améliore également le rendement thermique du moteur et la qualité de la combustion.

En revanche, l'augmentation des émissions de NOx nécessite une stratégie d'atténuation, la réduction des émissions de dioxyde de carbone étant inférieure à la réduction des émissions de carbone. De plus, la consommation de carburant augmente avec celle de l'hydrogène.

Mathews a débuté sa carrière dans le secteur des gazoducs et de la compression en 1991 chez Tenneco, où il a passé neuf ans dans les domaines de l'ingénierie, de la maintenance et de l'analyse avant de rejoindre Hoerbiger en 2000. Il y est devenu vice-président senior et directeur général de l'équipe des Services d'ingénierie (HES). HES a été rachetée par Cooper en 2020 .

Smith est vice-président du développement durable et des technologies émergentes chez Cooper Machinery Services. Fort de vingt ans d'expérience dans l'industrie de la compression, il s'est spécialisé dans la conception de technologies de réduction des émissions pour les moteurs de production d'énergie et de compression de gaz de grande puissance chez Cameron Inc. Il a occupé des postes de direction en ingénierie et en vente et est ingénieur professionnel agréé au Colorado.

Joel Sanford, expert clé senior du groupe Technologie et Innovation chez Siemens Energy, s'est entretenu avec Steve Chaykosky, expert clé senior du groupe Ingénierie des compresseurs alternatifs chez Siemens Energy.

Les deux intervenants ont discuté des performances des soupapes, un élément clé pour la fiabilité et l'efficacité des compresseurs alternatifs. Ils ont souligné que, bien que l'hydrogène commence seulement à se faire connaître sur certains marchés, ce gaz est utilisé depuis des décennies dans de nombreux secteurs industriels. Les soupapes Magnum de Siemens ont été utilisées pour la première fois dans des applications à hydrogène en 1997 ; elles sont conçues pour résister à des pressions différentielles et des pressions de refoulement élevées et peuvent être utilisées à tous les stades de la compression.

Ils ont présenté une étude de cas concernant les compresseurs d'hydrogène d'une raffinerie américaine. Entre 2000 et 2002, le parc de 21 compresseurs de la raffinerie (avec 50 cylindres en fonctionnement continu) a enregistré en moyenne 16 pannes de vannes par an. Afin d'éviter les arrêts imprévus, l'entreprise faisait appel à une équipe de mécaniciens pour remplacer les vannes toutes les trois à quatre semaines.

Utilisant le même parc de compresseurs, la raffinerie a installé des soupapes Magnum en 2003, la plupart des cylindres étant équipés de ces soupapes en 2007. Le nombre de défaillances de soupapes a chuté à une moyenne de deux par an.

Impact de l'IRA

Après les présentations techniques, les délégués ont assisté à une table ronde intitulée « L’évolution de notre infrastructure énergétique ». Y ont participé Noureen Faizee, directrice de la stratégie et de la croissance – hydrogène chez Worley ; Luiz Soriano, responsable des ventes et du développement commercial chez Siemens Energy ; et Patrick McCalley, responsable des ventes et des produits, économie de l’hydrogène – Amériques, chez NEA Group.

Les intervenants ont discuté des effets de la loi sur la réduction de l'inflation sur les investissements dans les énergies renouvelables et de ses conséquences potentielles sur la compression de l'hydrogène. Cette loi prévoit un crédit d'impôt pour la production d'hydrogène , appelé crédit d'impôt « 45V », qui subventionne soit les investissements dans la production d'hydrogène propre, soit la production d'hydrogène elle-même. La valeur du crédit 45V augmente à mesure que les émissions liées au cycle de vie de la production d'hydrogène diminuent.

À court terme, le crédit d'impôt majoré pour la capture et le stockage du carbone, connu sous le nom de « 45Q », pourrait également avoir un impact significatif sur la réduction des émissions liées à la production d'hydrogène. Certains estiment que les crédits d'impôt prévus par l'IRA suffisent déjà à rendre la production d'hydrogène à partir de gaz naturel avec capture et stockage du carbone compétitive par rapport à la production actuelle d'hydrogène sans capture ni stockage du carbone.

COMPRESSORTech2 prévoit d'organiser un autre Sommet sur l'hydrogène , probablement dans la région de Houston, en avril 2024.