Hydrogen Summit souligne les défis et les opportunités de la compression de l'hydrogène

Par Jack Burke08 juin 2023

Discussions techniques approfondies, mise en réseau des points forts de l'événement

La décarbonisation, qu'elle soit poussée par la législation ou par les objectifs ESG de l'entreprise, signifie que la production et le mouvement de l'hydrogène pourraient devenir une partie croissante du monde COMPRESSORTech2.

Mais il reste encore beaucoup d'inconnues sur la meilleure façon d'utiliser l'hydrogène et ses effets sur tout, de la métallurgie aux performances des vannes, selon les intervenants du COMPRESSORTech2 Hydrogen Summit. L'événement, qui s'est tenu fin avril à Houston, a attiré plus de 140 participants de diverses entreprises, dont bp, Atlas Copco, Cook Compression, Dover Precision Components et bien d'autres.

Présentations au sommet

Discours d'ouverture

Jeff Falkiner, directeur, ingénierie des opérations et de la maintenance - opérations de transmission chez Enbridge Gas Inc. (EGI), a ouvert la conférence avec un discours d'ouverture du matin mettant en évidence les éléments techniques clés de la réaffectation des actifs de gaz naturel pour le service d'hydrogène mélangé.

Falkiner est responsable du support technique pour tous les équipements de compression et auxiliaires dans les opérations de stockage et de transmission chez EGI, qui comprend un portefeuille de plus de 800 000 ch. Dans son rôle actuel, il est profondément impliqué dans les évaluations des impacts de l'hydrogène sur et l'adéquation des équipements de compression.

Falkiner a parlé de certains des projets d'hydrogène d'EGI, notamment le projet de mélange d'hydrogène de Markham, en Ontario, au Canada, le premier projet de ce type en Amérique du Nord.

Le 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 de l'Ontario en stockant l'électricité excédentaire de la province sous forme d'hydrogène pur jusqu'à ce qu'elle soit nécessaire.

Depuis janvier 2022, l'hydrogène de 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 noté que l'entreprise devait créer un programme spécifique de gestion des opérations et de l'intégrité pour suivre et quantifier la sécurité et la fiabilité du réseau. Il a même élaboré et offert des programmes de formation pour les premiers intervenants afin qu'ils sachent comment gérer le gaz naturel mélangé.

Le discours d'ouverture de l'après-midi a été donné par Jacob Saletsky, un ingénieur qui soutient le groupe New Energy Ventures de Williams à Tulsa, OK. Saletsky soutient le développement et l'exécution de projets centrés sur la décarbonation des actifs existants de collecte, de traitement et de transmission du gaz naturel, et 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 la chaleur résiduelle et l'énergie solaire à grande échelle.

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

Il a également parlé du récent essai sur le terrain dans le Wyoming sur un ancien moteur à piston Cooper 6V-250. Divers pourcentages d'hydrogène - jusqu'à 30 % - ont été ajoutés au carburant du moteur pour déterminer les effets sur la production d'oxyde nitreux, de dioxyde de carbone, de méthane, de NOX et d'autres polluants.

À 100 % de couple moteur, un mélange à 30 % d'hydrogène réduit l'oxyde nitreux de près de 25 % par rapport au gaz naturel complet et environ 12 % de méthane. Le seul polluant à augmenter pendant les essais était le NOX. Mais Saletsky a déclaré que les NOX peuvent être réduits sans mise à niveau du moteur en réduisant davantage le carburant, mais seulement jusqu'à un certain point.

Les autres intervenants du sommet ont couvert un large éventail de sujets traitant de l'hydrogène et de ses impacts sur les technologies utilisées dans la compression du gaz. L'hydrogène devant jouer un rôle essentiel dans le futur mix énergétique, il s'agit d'un événement à ne pas manquer pour toute personne impliquée à tous les niveaux de l'industrie de la compression du gaz.

Types de compresseur

Peter Roth, directeur des produits PPI chez Sundyne, a parlé des forces et des faiblesses des différents types de compresseurs en ce qui concerne l'hydrogène. Par exemple, les compresseurs centrifuges peuvent gérer de très grands débits de gaz et conviennent aux applications de pipeline, de recirculation et de séchage, mais un inconvénient est qu'ils ont des rapports de pression modérés. Les compresseurs à diaphragme ne laisseront pas échapper d'hydrogène dans l'atmosphère, mais ne sont pas réalisables pour des débits plus importants. Les compresseurs à piston peuvent gérer des débits de gaz plus importants, mais la contamination du gaz est possible à partir des pistons lubrifiés à l'huile.

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

Marybeth McBain, ingénieure commerciale senior pour le groupe Elliott, a parlé des effets potentiels sur l'infrastructure du pipeline et du système de ravitaillement pour répondre au besoin de produire, de transporter et de stocker de l'hydrogène. D'une part, vous avez besoin d'un débit volumétrique d'hydrogène plus élevé pour obtenir l'équivalent énergétique du gaz naturel. Cela a potentiellement un impact sur le nombre de stations de compression nécessaires ou au moins sur l'énergie nécessaire pour déplacer le plus grand volume de gaz.

Pour la plupart, les exigences de compression de l'hydrogène sont similaires de la production au transport, nécessitant des surpresseurs, des compresseurs de transport par pipeline, une compression de stockage et éventuellement des pompes ou des compresseurs de station-service.

Dans son rôle actuel, McBain couvre le marché en Amérique du Nord et du Sud pour les produits d'ingénierie, qui comprend les compresseurs de GNL, le transport par pipeline, les compresseurs en aval/raffinerie et les applications d'hydrogène et de CO2.

Burak Bekisli et Paul Modern ont discuté des défis associés à la compression alternative à haute pression d'hydrogène non lubrifié. Bekisli est directeur de l'ingénierie des matériaux chez Dover Precision Components et Modern est ingénieur en chef pour les produits de vannes et de contrôle de débit chez Cook Compression. Leur présentation a abordé certains des défis associés à la compression de l'hydrogène et illustré les moyens de résoudre ces problèmes à travers des études de cas.

Cela dit, le marché de l'hydrogène évolue, porté principalement par des objectifs de décarbonation. Beaucoup considèrent l'hydrogène comme un excellent vecteur d'énergie et moyen de stockage.

Les nouvelles applications de la compression alternative comprennent les applications de stockage et de transport, le ravitaillement en carburant et les pipelines. L'hydrogène noté est intrinsèquement difficile à sceller et à minimiser les chemins de fuite potentiels, la finition et les tolérances sont critiques.

Ils ont également approfondi les limites des matériaux à base de PTFE dans les applications d'hydrogène, notant qu'ils sont moins applicables à des 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 intégral à grande vitesse et à faible vitesse fonctionnant avec un mélange de carburant à 30 % d'hydrogène.

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

La société a effectué un test sur le terrain avec la société de conduites de gaz Southern Star sur un moteur-compresseur intégral Cooper-Bessemer GMVH-12. Jusqu'à présent, les tests ont été jugés réussis, le moteur à deux temps à gros calibre non modifié pouvant gérer environ 30% d'hydrogène en volume.

Ils ont également constaté que même de petites quantités d'hydrogène ajoutées au mélange de carburant peuvent entraîner des réductions d'émissions. Ils ont découvert que l'hydrogène agit comme un levier 2:1 sur la réduction du CO et un levier 1,5:1 sur la réduction du méthane. L'ajout d'hydrogène a également amélioré le taux de chaleur du moteur et amélioré la qualité de la combustion.

En revanche, l'augmentation de la production de NOX nécessite une stratégie d'atténuation, la réduction du dioxyde de carbone est inférieure à 1:1 pour la réduction du carbone. Et le débit de carburant augmente à mesure que l'hydrogène augmente.

Mathews a rejoint l'industrie des gazoducs et de la compression en 1991 chez Tenneco, où il a passé neuf ans dans l'ingénierie, la maintenance et l'analyse avant de rejoindre Hoerbiger en 2000. Là, il est devenu vice-président senior et directeur général de leur équipe Engineering Services (HES). HES a été racheté par Cooper en 2020.

Smith est vice-président de la durabilité et des technologies émergentes chez Cooper Machinery Services. Il est un vétéran de 20 ans de l'industrie de la compression qui s'est spécialisé dans la conception de technologies de réduction des émissions pour les gros moteurs de production d'énergie et de compression de gaz chez Cameron Inc. Il a occupé des postes d'ingénierie et de gestion des ventes et a reçu sa certification PE au Colorado.

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

Les deux ont discuté des performances des vannes, un élément clé pour la fiabilité et l'efficacité des compresseurs à pistons. Ils ont noté que, bien que l'hydrogène commence à peine à être remarqué sur certains marchés, le gaz est utilisé depuis des décennies dans un certain nombre d'industries. Les vannes Magnum de Siemens ont été appliquées pour la première fois aux applications d'hydrogène en 1997 et sont conçues pour résister à des pressions différentielles et des pressions de refoulement élevées et peuvent être utilisées à toutes les étapes de la compression.

Ils ont présenté une étude de cas sur 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 défaillances de vannes par an. Pour éviter les temps d'arrêt imprévus, l'entreprise aurait simplement demandé à une équipe de mécaniciens de changer les vannes toutes les trois à quatre semaines.

Utilisant le même parc de compression, la raffinerie a installé des vannes Magnum en 2003, la plupart des cylindres étant équipés de vannes Magnum en 2007. Le nombre de défaillances de vannes est tombé à une moyenne de deux par an.

Impact de l'IRA

Après les présentations techniques, les délégués ont entendu une table ronde intitulée « La forme changeante de notre infrastructure énergétique ». Noureen Faizee, directrice stratégie & croissance – hydrogène chez Worley ; Luiz Soriano, responsable des ventes et du développement commercial chez Siemens Energy ; et Patrick McCalley, directeur des ventes et des produits, économie de l'hydrogène - Amériques, avec NEA Group, ont participé.

Les panélistes ont parlé des effets de la loi sur la réduction de l'inflation sur les investissements en capital vers les énergies alternatives et de ce que cela pourrait signifier pour la compression de l'hydrogène. La loi sur la réduction de l'inflation propose un crédit d'impôt pour la production d'hydrogène, dit crédit d'impôt "45V", qui subventionne soit l'investissement dans la production d'hydrogène propre, soit la production d'hydrogène elle-même. La valeur du crédit 45V augmente à mesure que les émissions du cycle de vie associées à la production d'hydrogène diminuent.

À court terme, l'augmentation du crédit d'impôt pour la capture et la séquestration du carbone, un crédit connu sous le nom de "45Q", pourrait également avoir un effet important sur la réduction des émissions associées à la production d'hydrogène. Certains suggèrent que les crédits d'impôt dans l'IRA sont déjà suffisants pour rendre la production d'hydrogène à partir de gaz naturel avec capture et séquestration du carbone compétitive avec la production actuelle d'hydrogène sans capture et séquestration du carbone].

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