oleocene.org

Enfin, ajoute-t-il, les mélanges d’hydrogène et de méthane produits intrinsèquement par des installations de pyrogazéification de déchets ou de biomasse pourraient également être injectés dans le réseau de gaz naturel.

Vers 6, 10 et 20% d'hydrogène dans le gaz : les opérateurs gaziers donnent le tempo

le 19/11/2019

Les opérateurs d’infrastructures gazières français ont présenté le 15 novembre un rapport sur les conditions techniques et économiques d’intégration de l’hydrogène dans les réseaux existants de gaz naturel. Un taux de 6% est envisagé à court terme, 10% en 2030 et jusqu’à 20% au-delà. L'injection d'un pourcentage plus élevé impliquerait selon eux des coûts trop importants, mais d'autres solutions sont envisagées.

Le plan de déploiement de l’hydrogène présenté en juin 2018 par le ministre de la Transition écologique et solidaire d’alors, Nicolas Hulot, demandait aux opérateurs d’infrastructures gazières français d’apporter des éclairages sur les conditions techniques et économiques de l'intégration de l’hydrogène dans les réseaux de gaz naturel. Après un an de travail, les responsables de terminaux méthaniers, transporteurs, stockeurs et autres distributeurs de gaz ont présenté leur rapport au public le 15 novembre.

Les conclusions font apparaître une progression du taux d’hydrogène acceptable au cours du temps. L'idée étant de valider progressivement la tenue des infrastructures existantes à la présence d'hydrogène - certains aciers et équipements ne le supportent pas - et de lever les verrous technologiques restants.

Cartographier les zones accessibles aux 6% d’hydrogène en 2020
A court terme, les auteurs estiment que le réseau actuel est capable de recevoir un mélange de gaz naturel et d’hydrogène à hauteur de 6%. « Mais ce n'est pas faisable partout, nuance Anthony Mazzenga, directeur de l'activité Gaz renouvelable chez GRTgaz. Certains ouvrages dans nos infrastructures, en fonction de leur âge et de leur diamètre par exemple, et certains clients ne peuvent pas accepter ce taux. C’est pourquoi nous recommandons, d’ici fin 2020, d'établir une première cartographie des zones dans lesquelles ce taux pourra être injecté et celles où il faudra être en dessous. »

S’il admet que des barrières subsistent pour atteindre les 6% d’hydrogène, M. Mazzenga est confiant sur la possibilité de les lever à moindres coûts : « Des travaux de R&D ont été lancés et nous trouverons des solutions techniques ou opérationnelles. » Les matériaux représentatifs du réseau sont en cours de caractérisation par Teréga, Storengy et GRTgaz. Ce dernier travaille aussi avec l'entreprise Catalyse pour définir un polymère de protection des canalisations pour les désensibiliser à l'hydrogène.

Le 2 juillet dernier, l’opérateur a également lancé un post-doctorat avec les Mines ParisTech pour mettre au point un procédé de projection de matière à froid visant à améliorer la tenue à l’hydrogène des canalisations de gaz naturel. Des adaptations au niveau des pressions ou des cycles sur le réseau sont également avancées.

Objectif 10% en 2030

Concernant les usages, certaines industries utilisatrices de gaz naturel sont sensibles à la présence d’hydrogène et auront du mal à adapter leurs procédés. De même, les stations de gaz naturel pour véhicules (GNV) ne peuvent accepter un taux de 6% : les réservoirs en acier des véhicules GNV étant sensibles à la présence d'hydrogène, une limitation réglementaire fixe son taux maximum dans les stations GNV à 2%. Une solution envisagée est de séparer l'hydrogène du méthane avant l'arrivée du mélange de gaz chez le consommateur pour lui fournir le niveau de pureté dont il a besoin.

Le rapport fixe un objectif de 10% d’hydrogène à horizon 2030. « Lever les contraintes locales pour passer de 6% à 10% présente des coûts très faibles », assure Anthony Mazzenga. Ces dépenses correspondent notamment au renouvellement de certaines procédures ou de certains équipements comme des chromatographes - qui mesurent la qualité du gaz - afin de les rendre compatibles à un taux de 10%.

Les choses se compliquent après 20%

Passer à 20% d’hydrogène est aussi envisageable au-delà de 2030 selon les auteurs du rapport. « Les coûts sont plus conséquents tout en restant raisonnables », précise M. Mazzenga.

Mais au-delà de 20%, les choses se corsent. « Les coûts deviennent très significatifs, poursuit-il. Il faut remplacer de nombreux équipements et la quasi-totalité des usages. » Pour cette raison, le rapport indique que d'autres solutions doivent être envisagées : construire de nouveaux réseaux d'hydrogène par exemple, ou convertir les réseaux existants au 100% hydrogène, voire utiliser la méthanation pour combiner l'hydrogène et le CO2 afin de faire du méthane de synthèse intégrable dans la chaîne gazière.

Diluer de l’hydrogène « vert » dans le réseau de gaz naturel ne permet pas seulement de décarboner le mix gazier en substituant une partie de la ressource primaire fossile par une molécule produite à partir d’énergies renouvelables. « Les enjeux sont aussi économiques, précise Anthony Mazzenga. Certains souhaitent avoir accès au réseau de gaz naturel pour valoriser un surplus d’électricité renouvelable en y injectant de l'hydrogène produit avec un électrolyseur. »

Enfin, ajoute-t-il, les mélanges d’hydrogène et de méthane produits intrinsèquement par des installations de pyrogazéification de déchets ou de biomasse pourraient également être injectés dans le réseau de gaz naturel.

GRHYD : les premiers enseignements du Power to Gas en france

03 fev 2016 enerzine

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Le Power to Gas est une solution qui consiste à transformer l'électricité issue d'énergies renouvelables en gaz hydrogène. Une fois converties en gaz, les EnR peuvent donc être stockées et transportées dans les réseaux gaz naturel. GRHYD en est le 1er démonstrateur à grande échelle en France.
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5. Et sur l'axe Transport ?

Le second démonstrateur concerne le développement de la commercialisation d'une solution de carburant Hythane® à l'échelle industrielle. En complément de la station actuelle de carburant Gaz Naturel pour Véhicules (G.N.V.), une station de production-stockage hydrogène, localisée sur le site du dépôt de DK'Bus Marine à Petite-Synthe, doit permettre d'alimenter en carburant Hythane® une flotte de plusieurs dizaines de bus fonctionnant actuellement au G.N.V.

Dans l'optique d'un mélange hydrogène-gaz naturel à 20%, offrant le plus grand bénéfice environnemental, les partenaires attendent de connaître les conditions technico-économiques pour convertir les nouveaux bus à cette nouvelle énergie car à ce jour il n'existe aucune grille d'homologation pour un carburant composé de gaz naturel avec 20% d'hydrogène. Un frein règlementaire et financier que devra s'attacher à lever le projet GRHYD pour favoriser un futur déploiement de cette énergie.

La Communauté urbaine de dunkerque teste l'hythane

GDF Suez et la Communauté urbaine de Dunkerque, associés à leurs partenaires*, ont présenté fin janvier les résultats sur l'expérimentation d'un carburant innovant : l'Hythane - composé à 80 % de gaz naturel et à 20 % d'hydrogène - sur deux bus du réseau dunkerquois circulant habituellement au gaz naturel.
C'est GDF Suez qui a piloté ce projet de Recherche et Développement alors que la Communauté urbaine de Dunkerque s'est portée volontaire pour l'accueillir. Leur objectif était de suivre les performances de ces deux bus "DK'Bus Marine" sur le terrain et de tester le fonctionnement des équipements sur toute la chaîne, depuis la production de l'hydrogène jusqu'à son utilisation. Débuté en 2005 avec le soutien de l'Ademe, ce projet appelé Althytude (L'Alternative Hydrogène dans les Transports Urbains à Dunkerque) s'est achevé en septembre 2010.

L'expérimentation Hythane montre que le carburant Hythane permet d'obtenir des bénéfices immédiats pour l'environnement. En effet, l'hydrogène améliore la combustion de gaz naturel, ce qui permet d'atteindre de meilleures performances techniques et de réduire les émissions de gaz à effet de serre (diminution d'environ 8 % par rapport au GNV) et les émissions de polluants locaux (réduction des NOx de 10 % par rapport au GNV). Le bilan carbone est d'autant plus amélioré que l'hydrogène est produit à partir d'énergies renouvelables comme l'éolien. Le carburant Hythane® permet au final de réduire la consommation énergétique et d'apporter un agrément de conduite reconnue par les conducteurs de bus.

Par ailleurs, pour les collectivités déjà équipées d'une station gaz naturel véhicule (GNV), l'Hythane® est applicable aux technologies existantes. GNVERT a ainsi pu adapter la station GNV de Dunkerque en y installant une station hydrogène. Il est également nécessaire de légèrement adapter les moteurs de bus GNV.

Au-delà de ses qualités propres, le GNV pourrait être une passerelle vers les énergies renouvelables et la réduction des émissions de gaz à effet de serre au service des collectivités locales. Cette expérimentation ouvrirait alors la voie à une éventuelle introduction commerciale de l'Hythane® dans les transports publics français.

* Ademe, GNVERT, Irisbus Iveco, Véolia Transport, Ecole Centrale de Marseille, Hydrogenics

De l'hythane avant de prendre l'avion

11/12/2007 De l'hythane avant de prendre l'avion

L'aéroport de San Francisco a trouvé un carburant original pour véhiculer ses passagers avec un faible impact environnemental.

Il y a 2 autobus à hydrogène qui tournent à l'aéroport de Munich depuis plusieurs années. Leur fiabilité est établie, mais leur coût n'est pas à la portée de tous les opérateurs. Pour les budgets plus serrés, il existe un autre carburant, plus avantageux en terme d'émissions de gaz à effet de serre que tous les autres hydrocarbures du marché (essence, diesel, gaz naturel, dimethylether, etc...), et dont l'emploi est plus simple que l'hydrogène, il s'agit de l'Hythane®. Ce carburant existe depuis plusieurs années, mais c'est la première fois que ce site en parle, car si l'hythane permet un progrès substantiel tout de suite, on sait que l'avenir nous offrira des progrès encore bien plus grands. L'hythane est un mélange de 80 % de gaz naturel (lui-même composé à 90 % de méthane), avec 20 % d'hydrogène (en volume).


Ses avantages sont que par rapport à un véhicule qu'on voudrait convertir à l'hydrogène, une conversion qui exige des modifications profondes si on ne veut pas perdre beaucoup de puissance, l'hythane marche dans un moteur essence modifié pour le gaz naturel (GNV), une conversion relativement simple. Les réservoirs conçus pour le GNV ne font pas la différence avec l'hythane, seule la gestion électronique moteur doit être reparamètrée. Et par rapport au gaz naturel, les émissions de CO2 sont réduites (les promoteurs de ce carburant annoncent 20 %), les rejets de polluants toxiques encore plus nettement.

Ce sont ces atouts qui ont convaincu l'aéroport de San Francisco (SFO). Il va faire rouler 14 véhicules, des navettes utilisés entre les aérogares et les pistes, à l'hythane. La principale motivation de cet exploitant était que la solution hythane était celle qui présentait le plus faible coût par tonne de CO2 évitée.

San Francisco airport shuttles will run on Hythane, a hydrogen and natural gas blend

According to the AutoblogGreen search box, it's been over a year since we last mentioned hythane. I guess we can say with some certainty that hythane is not the green fuel of choice these days. What hythane is is a blend of hydrogen and natural gas, so I'm certain that there is a portion of our readership that will claim this fuel isn't green at all. Fair enough. Still, this cleaner-burning version of natural gas for vehicles has been used for many years around the world.

In any case the news today is that the San Francisco International Airport will use a new grant worth almost $500,000 to convert 14 ground shuttles to run on hythane. The grant comes from the Bay Area Air Quality Management District and will be used to "facilitate the replacement of existing gasoline-powered and diesel-powered airport shuttles with Hythane(R) versions of the shuttles which are expected to dramatically decrease emissions. Specifically, the Hythane(R) shuttles are expected to reduce nitrous oxides by 56%, non-methane hydrocarbons by 30%, and carbon dioxide by 40% over the existing versions. The Hythane(R) model is also expected to outperform comparable natural gas shuttles by emitting 30% less hydrocarbons and 20% less carbon dioxide."

Hythane is a patented fuel, and the Hythane trademark is owned by Brehon Energy PLC. The Hythane Company, LLC, which is based in Denver, is responsible for integrating hythane technology with existing natural gas fueling stations.

[Source: Hythane Company]

L'HYTANE POURRAIT ÊTRE UN NOUVEAU CARBURANT POUR L'AUTOMOBILE

L'IFP (Institut français du pétrole) estime que l'hydrogène, le carburant le plus propre, ne s'imposera pas avant plusieurs dizaines d'années, car ce gaz, qui n'existe pas à l'état naturel, nécessite des centaines de milliards d'euros d'investissement pour sa production, son transport, son stockage et, surtout, pour la conception de moteurs capables de l'absorber. En attendant, une solution énergétique transitoire existe : il s'agit de l'hytane, mélange d'hydrogène (20 %) dilué dans du gaz naturel (80 %), qui permettrait d'ores et déjà d'utiliser les canalisations existantes du réseau de distribution du gaz naturel et des limiter les évolutions techniques des moteurs.
Des difficultés existent néanmoins, liées principalement aux moyens de distribution de ce carburant. Plusieurs expériences ont déjà eu lieu au Canada et aux Etats-Unis et deux nouvelles opérations pilotes vont débuter à Toulouse et à Dunkerque, cet été, avec la mise en service de trois autobus fonctionnant à l'hytane. (ARGUS 20/7/06)

HYTHANE est un nom déposé de Hydrogen Consultants, Inc. (Littleton, Colorado) composé à partir de HYdrogène et méTHANE

En attendant que les défis reliés à l'utilisation de l'hydrogène (H2) comme carburant soient relevés de manière satisfaisante, le gaz naturel (GN) renfermant de l'hydrogène comme deuxième constituant prépondérant après le méthane (hythane) est un carburant alternatif transitoire environnementalement acceptable. L'hythane est utilisé dans des moteurs conventionnels non modifiés ou peu modifiés et il en résulte une réduction des émissions de dioxyde de carbone (responsables partiellement du réchauffement de la planète) et probablement du monoxyde de carbone, des hydrocarbures etdes oxydes d'azote (NOx).

Hythane Co. to convert buses in China

The Denver Business Journal
The buses will be powered by Hythane fuel, a blend of natural gas and hydrogen that the company said reduces emissions by up to 50 percent compared to traditional natural gas.

The goal is to complete all conversions before the 2008 Olympic Games in Beijing.

"Assisting China in developing its transportation and energy strategies is a huge opportunity for the company," Hythane President Roger Marmaro said in a news release. "The initial test phase over the next six to nine months will help set the stage for large-scale market rollout."

Hythane Co. will test and convert as many as 10,000 diesel buses to low-emission use in five cities in China, the Denver company announced Wednesday.

10,000 Hythane Buses for Beijing
23 October 2004
Brehon Energy plc, an affiliate of Australia’s Tasman Resources, has entered into a memorandum of understanding (MoU) with four leading Chinese groups to convert 10,000 diesel buses in Beijing to run on Hythane.® Hythane ® (also called HCNG—hydrogen CNG) is essentially CNG plus a small percentage of hydrogen (usually about 7% by energy or 20% by volume), and was developed by Hydrogen Components in the US. The project targets the conversion of the 10,000 buses prior to the start of the 2008 Olympic Games in Beijing.

The Chinese organizations in the project are the China Association for Hydrogen Energy (CAHE), China Electronic Engineering Design Institute (CEEDI), Tsinghua University and Shougang Technology Research Institute (STRI).

STRI is part of the Shougang Group of companies which includes Capital Steel Company, a major Chinese steel manufacturer that produces 8 million tons of steel per year and has available as a by-product a large quantity of hydrogen. That hydrogen will be used in the hythane mix.

The project will seek certification under the Clean Development Mechanism (CDM) under the Kyoto Protocol. Given the operational reduction in greenhouse gas emissions produced by replacing 10,000 diesel buses with Hythane® buses operating seven days per week in Beijing, the project team expects to generate substantial tradeable carbon credits. It will then use those carbon credits as a significant part of the funding package for the project.

Hythane® reduces NOx emissions by 95% relative to diesel. In tests between Hythane® and CNG engines run by the Center for Transportation Technology and Systems, SunLine Transit Agency (which currently runs two Hythane® buses) and Cummins Westport, the Hythane® fueled engines reduced NOx emissions by 50%, non-methane hydrocarbons by 58%, methane by 16%, total hydrocarbons by 23% and CO2 by 7% (approximately 10 million tons per year). These reductions were achieved with no significant change in fuel efficiency between the Hythane®- and CNG-fueled engines.

From a tank-to-wheels perspective, it seems clear that the Hythane ® buses produce the decrease in CO2 emissions compared to CNG and diesel for which the project team is looking. From a “well”-to-wheels perspective, I’m skeptical that there is a net benefit, given the source of the hydrogen. But since it is a by-product of an industrial process, I don’t know if the CO2 emissions associated with its production count toward the calculation of carbon credits for the buses. Carbon accounting is going to be a tricky field as it matures.

Another Australian company, Advanced Engine Components, is involved in a joint venture in China that could see up to an additional 18,000 buses converted to CNG in time for the 2008 Olympics.