Le "Power to gas" Européen

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Re: Le "Power to gas" Européen

Message par energy_isere » 30 août 2016, 15:16

GRTgaz convertit les renouvelables en gaz

Ludovic Dupin Usine Nouvelle le 07/06/2016

GRTgaz parie sur le "power to gas".
Pour un stockage massif de la surproduction d’électricité d’origine renouvelable, le transporteur de gaz en France compte sur l’hydrogène et le méthane de synthèse. Le principe est d’utiliser les surproductions solaires et éoliennes pour produire de l’hydrogène par électrolyse de l’eau. Cet hydrogène peut être directement injecté sur le réseau de gaz ou subir une deuxième étape de transformation, la méthanation. En l’associant à du CO2, il est possible de créer du méthane de synthèse, équivalent au méthane naturel.

Ce concept va devenir réalité à travers le projet pilote Jupiter 1000 qui va être implanté sur le grand port de Marseille, à Fos-sur-Mer. Les accords industriels ont été signés le 30 mars lors d’une réunion de tous les partenaires : GRTgaz, McPhy Energy, Leroux & Lotz Technologies, CEA, CNR. Le chantier doit être achevé en 2018 et testé pendant trois ans. Son coût est de 30 millions d’euros (18 millions d’investissements, le reste en exploitation).
Si la preuve du concept technologique est faite à un coût compétitif – aujourd’hui, il faut compter entre 100 et 300 euros du MWh –, Sylvain Lemelletier, le directeur du projet chez GRTgaz, juge que l’on peut imaginer en 2050 "environ un millier d’installations de 10 MW capables de stocker 21 à 72 TWh sur le réseau gazier". Une telle ambition impose à GRTgaz de préparer la création d’une filière française du power to gas dont Jupiter 1000 serait la première pierre.
http://www.usinenouvelle.com/article/gr ... az.N395297

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Re: Le "Power to gas" Européen

Message par nemo » 30 août 2016, 21:49

Voilà une alternative crédible au nucléaire il me semble. Bon à voir les résultats.
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Re: Le "Power to gas" Européen

Message par Glycogène » 31 août 2016, 00:29

Et bé, avec ça, le rendement soleil > kWe via des PV et du stockage sous forme de gaz, ne sera pas loin du rendement de la photosynthèse (2%) :D

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Re: Le "Power to gas" Européen

Message par GillesH38 » 31 août 2016, 08:35

nemo a écrit :Voilà une alternative crédible au nucléaire il me semble. Bon à voir les résultats.
y a plus qu'a transformer ça en essence à 10 € le litre et on est sauvé ....
Zan, zendegi, azadi. Il parait que " je propage la haine du Hamas".

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Re: Le "Power to gas" Européen

Message par nemo » 31 août 2016, 11:46

GillesH38 a écrit :
nemo a écrit :Voilà une alternative crédible au nucléaire il me semble. Bon à voir les résultats.
y a plus qu'a transformer ça en essence à 10 € le litre et on est sauvé ....
C'est pour ça que j'ai parlé du nucléaire pas des transports. Ceci dit s'ils nous font ça a 10 € le litre ce sera encore beaucoup mieux que certain scénario qu'on a vu fleurir sur ce forum il y a encore 6-7 ans.
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Re: Le "Power to gas" Européen

Message par energy_isere » 02 sept. 2016, 16:58

Ascometal projette une unité "Power to Gas" à Fos-sur-Mer

JEAN-CHRISTOPHE BARLA Usine Nouvelle le 02/09/2016

Déjà associé au démonstrateur Jupiter 1000 de production d'hydrogène "Power to Gas" initié à Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône) par GRT Gaz, Ascometal a annoncé vouloir créer une usine opérationnelle. L'investissement avoisinerait 350 millions d'euros.

La recherche des partenaires financiers va débuter pour constituer une société de projet, à partir de l'avant-projet sommaire élaboré, car la volonté est officiellement affichée : Ascometal souhaite disposer à l'horizon 2020 d'une usine de production d'hydrogène (H2V) sur son site sidérurgique de Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône) où travaillent 400 salariés. L'investissement est évalué à 350 millions d'euros et pourrait générer 200 emplois, selon le groupe qui prévoit un projet similaire à Dunkerque (Nord), tablant sur une croissance continue des besoins industriels et une baisse durable du prix de l'électricité dans les décennies à venir en Europe.

Pour justifier cette ambition, Ascometal estime pouvoir profiter d'un environnement favorable à une telle implantation "Power-to-Gas", grâce à un foncier disponible, la proximité d'un terminal gazier, d'un réseau électrique haute tension et du réseau de gaz haute pression de GRT Gaz ainsi que la perspective de synergies[…reservé aux abonnés]
http://www.usinenouvelle.com/article/as ... er.N432257

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Re: Le "Power to gas" Européen

Message par Raminagrobis » 26 déc. 2016, 00:04

lien

Allier la méthanisation et la méthanation?

D'abord rappelons les définition :

Méthanisation : utilisation de micro-organisme pour transformer de la matière organique (en pratique, des déchets riches en matière organique) pour produire du méthane (qui ne sort pas pur, mais mélangé à du CO2)
Pour si on veut injecter le méthane ou un réseau de gaz aturel ou l'utiliser en propulsion de véhicules, on l'épure (>97% de méthane). En revanche, pour une chaudière on peut utiliser le mélange tel quel.

Méthanation : faire réagir du CO2 et de l'hydrogène pour produire du méthane.

L'idée du projet de recherche est de placer une unité de méthanation en "piggyback" sur une unité de méthanisation avec injection au réseau, pour profiter de son CO2, de son système d'épuration du méthane et de son point d'injection sur le réseau.

Ainsi, en en temps normal, on produit du biométhane injecté au réseau. Lorsqu'il y a un excédent d'électricité, on produit en plus de l'électrométhane (attention, néologisme à moi!).
Toujours moins.

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Re: Le "Power to gas" Européen

Message par energy_isere » 18 oct. 2017, 20:24

Pourquoi Audi s’est offert une usine power-to-gas

Aurélie Barbaux Usine Nouvelle le 18/10/2017

Le constructeur automobile allemand a investi près de 30 millions d‘euros dans une usine de production de méthane de synthèse d’origine renouvelable en Allemagne.

Le véhicule électrique n’est pas le seul horizon d’une mobilité décarbonée ! Dans la course aux réductions des émissions de CO2 des véhicules particuliers, le groupe Volkswagen mise aussi sur le gaz. Dans les gammes de ses différentes marques (Audi, Volkswagen, Seat, Škoda…) on trouve déjà plus d’une dizaine de modèles roulant au GNV (gaz naturel véhicule). Les moteurs à gaz émettent 25% de moins de CO2 que les moteurs à essence. C’est mieux, mais pour les grosses berlines, ce n’est pas suffisant pour descendre sous 130 g/km au-dessus desquels chaque constructeur payera une pénalité de 475 euros/tonnes de CO2. Un seuil qui va descendre à 95 g de CO2/km en 2021. Pour les véhicules sobres en émissions, les certificats verts ne coûtent que 6 euros la tonne de CO2.

Audi a donc eu une idée, compenser les émissions de carbone de véhicule roulant au GNV en injectant dans le réseau de gaz du gaz de synthèse décarboné, fabriqué par méthanation à partir de CO2 capté et d’hydrogène vert, c’est-à-dire produit par électrolyse de l’eau avec de l’électricité renouvelable. C’est ce qu’on appelle le power-to-gas. Mais, en 2010, lorsque la décision a été prise, la technologie était encore au stade de démonstrateurs R&D. Audi décide néanmoins de passer au stade industriel et de construire sa propre usine. Une initiative pionnière et unique observée avec grand intérêt par les autres constructeurs mais aussi par les énergéticiens, comme le transporteur de gaz français GRTgaz, venu en force il y a quelques jours visiter le site power-to-gas d’Audi.

1000 tonnes de méthane de synthèse par an

L’usine, installée sur un important site de production de biométhane (gaz produit par méthanisation à partir de déchets agricoles) à Werlte, en Basse-Saxe, fonctionne depuis 2013. Elle a coûté "entre 10 et 30 millions d’euros", accepte de révéler Hermann Pengg, directeur du département Audio e-fuels et analyse du cycle de vie Audi. Elle produit environ 1000 tonnes par an de méthane de synthèse, baptisé e-gas par Audi. "Cela permet à 1500 modèles d’Audi g-tron de parcourir 15000 km par an en n’émettant pratiquement aucun CO2", explique le constructeur.

Audi a choisi le site de Werlte car il est à proximité de champs d’éoliennes. L’installation de méthanisation, construite en 2002, traite 45000 tonnes de déchets par an et produit l’équivalent de 40 à 44 GW/h d’énergie par an. Le méthane qu’elle produit est injecté à 100% dans le réseau. Mais la méthanisation produit aussi un surplus de CO2, qui est capté par lavage avec une solution aqueuse d’amine, pour alimenter l’usine power-to-gas d’Audi. On y trouve trois électrolyseurs de 2MW pour fabriquer l’hydrogène à partir d’eau et d’électricité renouvelable produites par les champs d’éoliennes à proximité et un réacteur de méthanation pour produire par catalyse le méthane de synthèses en associant l'hydrogène et le CO2. L’usine capterait ainsi environ 2800 tonnes de CO2 par an, qui seraient rejetés dans l’atmosphère sans cette solution. Toute l’installation a été réalisée par la start-up Etogas, spin-off du Center for Solar Energy and Hydrogen Research Baden-Württemberg (ZSW), dont Hermann Pengg était l’un des quatre cofondateurs. Elle a été achetée en 2016 par la société suisse Hitachi Zosen Inova.

Compenser les emisisons des Audi g-tron

Le premier modèle à gaz d’Audi, l’A3 Sportback g-tron, été lancé en 2014. Il consomme 3,3 kg de GNV au 100 km et émet 89 g de CO2/km en mode GNV, ou 128 g/km en mode essence. L’autonomie est de 400 km en mode GNV avec 900 km supplémentaires grâce au réservoir d’essence de 50 litres. Leur coût à l’achat est à peu près équivalent aux modèles diesel, explique le constructeur. Le plein de GNV revenant lui à environ 4 euros pour 100 km. A l’été 2017, Audi a lancé deux autres modèles hybride GNV, l’A4 Avant g-tron et A5 Sportback g-tron, qui émettent respectivement en motorisation GNV, 117 et 115 g de CO2/km. Les propriétaires d’Audi g-tron disposent d’une carte qui permet de comptabiliser leur plein en GNV pour qu’il soit compensé en e-gas. Cette carte coûte 15 euros par mois. A partir de 2018, elle sera gratuite pendant 3 ans.

" Audi prouve ainsi que la conversion électricité en gaz (donc en carburant) fonctionne et que l’e-gas permet de stabiliser le réseau électrique à des tarifs élevés de rachat d’énergies renouvelables", explique un communiqué. Certes, mais avec des pertes. Pour Audi l’opération n’est pas rentable. "Jusqu’à il y a peu on vendait l’e-gas, que nous réinjectons dans le réseau, au prix du gaz fossile, ce qui est ridicule. Depuis peu, on peut le vendre comme du biogaz, soit un tout petit peu plus cher", observe Hermann Pengg. De plus, même s’il s’agit d’un démonstrateur, Audi doit payer 65 € du MWh de taxe verte sur le gaz injecté dans le réseau.

Le GNV vert alternative à l'électrique

L’usine power-to-gas de Werlte et ses 1000 tonnes de gaz de synthèse produites par an ne va pas suffire. Si le constructeur ne donne aucun chiffre de ventes de sa gamme g-tron, il explique qu’il y a déjà 100 000 véhicules GNV en Allemagne et que l’objectif est d’atteindre 1 million en 2025. Dans même temps, le nombre de stations-services GNV devrait passer de 900 à 2000 dans le pays. 1 million de véhicule GNV roulent déjà en Italie qui vise les 6 millions en 2025. L’énergéticien ENI et le constructeur Fiat ayant beaucoup poussé ce type de motorisation. Audi cherche donc des alternatives à la production de gaz de synthèse décarbonée avec le groupe Thüga et Viessmann GmbH, qui travaillent sur un processus de méthanation biologique plutôt que chimique. Audi achète aussi du biométhane issu de matériaux résiduels certifiés.
https://www.usinenouvelle.com/article/p ... as.N602148

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Re: Le "Power to gas" Européen

Message par energy_isere » 17 nov. 2017, 22:58

En Allemagne, Audi fabrique du gaz vert

Aurélie Barbaux Usine Nouvelle le 09/11/2017

Reportage Le constructeur produit en Basse-Saxe du méthane vert pour compenser les émissions de CO2 de ses berlines à motorisation hybride gaz-essence. Une première industrielle.

Image
L’usine power-to-gas d’Audi est installée sur un site de méthanisation pour y capter le CO2 en surplus.

Pour venir à Werlte, commune allemande de 10 000 habitants nichée au cœur des forêts du land de Basse-Saxe, il faut une bonne raison. C’est le constructeur automobile allemand Audi qui l’a fournie. En 2010, il y a installé la première usine industrielle « power-to-gas », qui produit du méthane de synthèse décarboné à partir de dioxyde de carbone (CO2) et d’hydrogène vert. Une fois injecté dans le réseau de gaz allemand, ce gaz vert servira à compenser les émissions de CO2 de ses véhicules hybrides gaz-essence de la gamme g-tron. Pourquoi ici ? Parce que Werlte dispose d’une importante installation de méthanisation (45 000 tonnes de déchets traitées produisant 40 à 44 gigawattheures d’énergie par an) qui fournit le CO2 nécessaire à la production par méthanation de gaz vert.

À Werlte, un champ d’éoliennes fournit l’électricité d’origine renouvelable indispensable à la production par électrolyse de l’eau de l’hydrogène vert. L’odeur des déchets en décomposition, sensible dès l’arrivée sur le site de ­méthanisation, s’oublie vite. L’attention est captée par une colonne métallique et des tuyaux implantés à l’entrée du terrain de 10 000 mètres carrés. Il s’agit de l’installation de séparation du CO2 présent en surplus (30 %) dans le biométhane produit à côté, par lavage avec une solution aqueuse d’amine. Près de 350 mètres cubes par heure de CO2 sont captés, le reste est rejeté dans l’air.

1 000 tonnes d’e-gas par an

La production de dihydrogène (H2) vert se déroule dans le grand bâtiment blanc. « C’est le hall des électrolyseurs », ­commente Hermann Pengg, le directeur du département ­e-fuels et analyse du cycle de vie d’Audi. Trois électrolyseurs alcalins atmosphériques Enertrag Hytec de 2 mégawatts produisent 1 300 mètres cubes par heure d’hydrogène. L’oxygène généré durant l’opération et rejeté dans l’air représente l’équivalent de la respiration de 4 hectares de forêt. Le dihydrogène, lui, est stocké dans un réservoir d’Air liquide pendant environ une heure avant l’étape de méthanation. Celle-ci consiste à associer par catalyse 4 molécules de H2 avec une molécule de CO2 en utilisant la réaction décrite par Paul Sabatier en 1905. À la sortie du réacteur, on obtient du méthane de synthèse (CH4) et de l’eau (H2O) à 350 °C, la réaction étant exothermique. Cette chaleur est utilisée pour la régénération de la solution aqueuse d’amine utilisée dans le procédé de captage de CO2 du biométhane en début de processus. L’efficacité du réacteur de méthanation, qui baigne dans du sel fondu, est de 82 %.

L’usine power-to-gas d’Audi a été conçue et installée par Etogas, une spin-off du Center for solar energy and hydrogen research Bade-Wurtemberg, dont Hermann Pengg était l’un des quatre cofondateurs avant d’intégrer l’équipe d’Audi. Le site fonctionne depuis 2013. Il capte jusqu’à 2 800 tonnes de CO2 et produit 325 mètres cubes par heure de méthane de synthèse, soit 1 000 tonnes d’e-gas par an. [color]Cela permet de compenser les émissions de CO2 de 1 500 modèles d’Audi g-tron parcourant 15 000 kilomètres par an, explique le constructeur[/color]. Automatique à 100 %, l’usine est supervisée 24 heures sur 24 et 7 jours sur 7 par quatre personnes. Elle fonctionne en moyenne 4 000 heures par an, car elle ne produit que lorsqu’il y a du vent ou de l’électricité renouvelable en surplus à bas coût sur le réseau, le plus souvent la nuit et le week-end. Pour Audi, l’opération n’est pas vraiment rentable. « Jusqu’à il y a peu, nous vendions l’e-gas que nous réinjectons dans le réseau au prix du gaz fossile, ce qui est ridicule. Depuis peu, on peut le vendre comme du biogaz, soit un tout petit peu plus cher », observe Hermann Pengg. Mais Audi veut montrer l’exemple.
https://www.usinenouvelle.com/article/e ... rt.N610173

C'est bien beau, mais c'est 100 fois ça qu' il faudrait pour que ca commence à compter. (ca ferait pour 150 000 véhicules)

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Re: Le "Power to gas" Européen

Message par energy_isere » 23 déc. 2017, 20:31

suite de ce post du 30 Aout 2016 viewtopic.php?p=392702#p392702
Power to Gas : la construction de Jupiter 1000 officiellement lancée

le 20 décembre 2017 connaissancedesenergies.org

La première pierre du démonstrateur Jupiter 1000 a été posée le 18 décembre au sein de la zone portuaire de Fos-sur-Mer. Ce projet collaboratif de « Power to Gas » piloté par GRTgaz vise à faire émerger une nouvelle filière française industrielle de production de gaz « renouvelable ». Explications.

Jupiter 1000, un démonstrateur alliant « Power to Gas » et méthanation

Le projet Jupiter 1000 vise à transformer en gaz « vert » les excédents de production électrique d’unités renouvelables intermittentes (éolien, photovoltaïque, hydrolien). Faute de solution de stockage, cette production intermittente est « perdue » lorsqu’elle ne répond pas à une demande simultanée de consommateurs. Son caractère « variable » complique en outre la gestion de l’équilibre offre/demande sur le réseau électrique.

Le « Power to Gas » permet de valoriser ces surplus d’électricité en les utilisant pour produire de l’hydrogène par électrolyse(1) de l’eau : les molécules d’eau (H2O) sont cassées en hydrogène (H2) et en oxygène (O). L’hydrogène ainsi produit peut, soit être injecté dans le réseau à condition qu’il soit suffisamment dilué (selon la réglementation en vigueur, 1% à 6% d’hydrogène maximum peut être mélangé au méthane dans les réseaux gaziers), soit en étant combiné à du CO2, être converti à son tour par procédé de méthanation en méthane de synthèse (CH4). Ce gaz « renouvelable », aux propriétés similaires à celles du gaz naturel, peut être injecté directement dans les réseaux gaziers.

A Fos-sur-Mer, le démonstrateur Jupiter 1000 va être déployé sur une parcelle de 6 500 m2 au sein de la pépinière « Innovex » de la plateforme PIICTO (Plateforme industrielle et d’innovation Caban Tonkin). Celle-ci vise à accueillir des projets pilotes préindustriels contribuant à la transition énergétique (stockage et valorisation d’énergies renouvelables, économie circulaire, smart grids, etc.).

9 partenaires, 30 millions d’euros de budget

Fruit de la collaboration de 9 acteurs, le démonstrateur Jupiter 1000 disposera d’une puissance installée de 1 MW électrique et utilisera de l’électricité renouvelable fournie par la Compagnie nationale du Rhône (CNR). Des électrolyseurs de McPhy Energy, consommant en moyenne 200 litres d’eau par heure à plein débit, pourront produire près de 200 m3 d’hydrogène par heure (soit 17 kg/h).

Le CO2 capté par Leroux & Lotz (dans des fumées industrielles) alimentera des unités de méthanation d’Atmostat (Methamod) et du CEA(2) qui pourraient produire jusqu’à 25 m3 de méthane de synthèse par heure. Si le site fonctionne la moitié du temps, sa production annuelle pourrait légèrement dépasser 1 GWh (thermique) selon GRTgaz (avec un facteur de conversion 1m3 ≈ 10 kWh).

Une fois les bâtiments et la voirie de Jupiter 1000 finalisés, le démonstrateur devra être raccordé aux réseaux de gaz et d’électricité. Il est prévu d’installer les électrolyseurs sur le site d’ici à fin 2018, puis les réacteurs de méthanation début 2019. Des tests devraient être effectués durant 3 ans au sein de ce démonstrateur. Le coût total de Jupiter 1000 est estimé à 30 millions d’euros, 40% de ce budget étant financé par GRTgaz, 30% par les 9 partenaires du projet et 30% par des financements publics.

Image
Plan 3D des installations du projet Jupiter 1000 (©GRTgaz)

Le Power to Gas constitue une solution prometteuse en vue de l’intégration croissante de sources renouvelables intermittentes au sein du réseau électrique. En France, la région Provence-Alpes-Côte d’Azur dispose actuellement du 3e parc photovoltaïque en matière de puissance derrière la Nouvelle-Aquitaine et l’Occitanie(3), avec des capacités installées de 1 073 MW à fin septembre 2017. Le parc éolien de la région est en revanche assez limité (50 MW de puissance cumulée)(4).

L’Ademe(5) évalue à près de 150 TWh de gaz par an le potentiel théorique de production du Power to Gas à l’horizon 2050 (cette production dépendra fortement du prix du CO2 et de l’électricité). Cela en ferait, selon les estimations de l’agence, le 3e principal procédé de production de gaz « renouvelable » après la méthanisation (potentiel de 200 TWh/an) et la gazéification (160 à 280 TWh/an). Pour rappel, la consommation française de gaz a atteint 487 TWh en 2016.

Dans le cadre de la transition énergétique, le Power to Gas, associé à la méthanation, présente l’avantage de stocker l’électricité intermittente « fatale », de gérer de façon plus flexible les réseaux électriques et gaziers (en profitant de la capacité de stockage gazière de la France(6)), tout en valorisant le CO2, déchet contribuant fortement au réchauffement climatique. Ce dernier point s'avère particulièrement important, compte tenu des incertitudes actuelles, tant techniques qu’économiques, au sujet des solutions de stockage du CO2.
https://www.connaissancedesenergies.org ... cee-171220

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Re: Le "Power to gas" Européen

Message par Raminagrobis » 27 déc. 2017, 23:32

Je me demande toujours une chose, mais je connais pas les détails techniques : puisque apparemment dans cette technologie ils peuvent assembler le carbone et l'hydrogène comme ils veulent, pourquoi faire du méthane, qui est le moins cher des hydrocarbures? N'y aurait-il pas un meilleur retour (financier) à faire du méthanol, de l'essence, du gasoil?
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Re: Le "Power to gas" Européen

Message par mobar » 28 déc. 2017, 09:14

La réaction de Sabatier qui consiste à faire réagir un CO2 avec 4 H2 est simple, bien connue, ne produit pas de déchet autre que l'eau, utilise des catalyseurs robustes, s'injecte dans les réseaux de gaz naturel ...

Rien à voir avec les synthèses Fischer-Tropsch, Pier et autres qui peuvent produire des molécules plus intéressantes mais à partir de syngas, avec pleins de contraintes, des rendement plus faibles, des catalyseurs fragiles et couteux, mais sans infrastructure de distribution accessible partout

Il y a un intérêt à développer des procédés générant des chaines carbonées plus longues qui donneraient des gaz liquides sous pression modérée comme le butane, le propane ... plein d'équipes bossent sur le sujet depuis des lustres sans avoir produit mieux, moins cher et plus robuste que Sabatier

Une thèse sur le sujet et quelques applications
https://tel.archives-ouvertes.fr/tel-00 ... e_def1.pdf
https://youtu.be/0pK01iKwb1U
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Re: Le "Power to gas" Européen

Message par mobar » 28 déc. 2017, 10:03

Pour le Power to Gaz, il y a aussi l'électro-métallurgie qui permet de produire du carbure de calcium (à partir de calcaire, de coke et d'électricité) puis de l'acétylène et de la chaux éteinte par hydrolyse du carbure de calcium

C'est une voie qui à été industrialisée au début du XXeme siècle et qui pourrait revenir
https://youtu.be/0pK01iKwb1U
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Re: Le "Power to gas" Européen

Message par moinsdewatt » 11 févr. 2018, 19:18

À Nantes, l'amorce d'une filière power-to-gas

JACQUES LE BRIGAND Usine Nouvelle 08/02/2018

Minerve, le premier démonstrateur français power-to-gas, ou méthanation, entre en service à l’École supérieure du bois de Nantes (Loire-Atlantique).

Le procédé permet de transformer de l’électricité en méthane de synthèse, facilement stockable. Intéressant, notamment, pour le développement des énergies renouvelables, intermittentes. Minerve se compose d’un électrolyseur de 12 kW produisant de l’hydrogène qui, en réaction avec du CO2, génère du méthane de synthèse. Ce dernier alimentera la chaudière gaz d’une chaufferie biomasse ainsi qu’un véhicule (mobilité GNV). Le budget global s’élève à 1,6 million d’euros, financé par une dizaine de partenaires, opération comprenant également une éolienne (35 mètres de hauteur).

Cette expérimentation précède le projet Jupiter 1000 en cours de réalisation à Fos-sur-Mer, dans les Bouches-du-Rhône, un démonstrateur beaucoup plus ambitieux (1 MW, 28 millions d’euros) qui entend aussi capter et recycler le CO2 des fumées industrielles de l’usine sidérurgique voisine d’Asco Industries. L’Allemagne fait figure de pionnière dans le domaine, avec l’installation du constructeur automobile Audi (6 MW) à Werlte, en Basse-Saxe, qui fonctionne depuis 2013.
https://www.usinenouvelle.com/article/a ... as.N648138

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Re: Le "Power to gas" Européen

Message par Raminagrobis » 03 mars 2018, 22:30

Je me demande si dans l'éventualité d'une développement industriel de cette filière, ça ne finira pas par se coupler aux sites de biogaz avec injection au réseau.
Le biogaz brut comprend plein de CO2 qu'on sépare avant d'injecter dans le réseau.

Donc là où on a un site biogaz injecté, on a à la fois une source de CO2 disponible, et un point d'injection dans le réseau de gaz naturel.
Toujours moins.

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