2.1 L’hydrogène

L’atome d’hydrogène est constitué d’un noyau avec une charge positive et d’un électron. La molécule d’hydrogène est constituée de deux atomes d’hydrogène ; c’est la plus simple de toutes les molécules. A température ambiante et sous pression normale, l’hydrogène est un gaz incolore, inodore et non toxique, plus léger que l’air et que l’hélium. L’hydrogène brûle avec une flamme bleue pale, presque invisible. A des températures inférieures à -253°C, l’hydrogène est à l’état liquide. [Brady 2000] [Kofstad 1995]

Hydrogène signifie ” générateur d’eau “. Il a été identifié comme élément de base par H. Cavendish (1731-1810). L’hydrogène est la matière de base la plus commune dans l’univers et constitue la substance principale du soleil et des étoiles. Sur Terre, pratiquement tout l’hydrogène est sous forme liée à d’autres éléments. Il réagit très facilement avec l’oxygène pour créer de l’eau. La molécule d’eau consiste en deux atomes d’hydrogène et un atome d’oxygène. Les océans dans le monde sont donc d’énormes réservoirs d’hydrogène. L’hydrogène est aussi un constituant important de toute la matière organique incluant les végétaux, les animaux et les matériaux fossiles. L’hydrogène se rencontre à l’état libre dans les gaz volcaniques, mais sa légèreté lui permet d’échapper aux forces gravitationnelles.

2.2 Production

L’hydrogène a été produit et utilisé dans des usages industriels depuis plus de cent ans. Sur les 45 millions de tonnes de production mondiale d’hydrogène, 90% proviennent de matières premières fossiles. Les plus grands producteurs d’hydrogène sont les industries du pétrole et des engrais.

 

Figure 7 – Les plus grands consommateurs d’hydrogène aujourd’hui.

 

Les ventes d’hydrogène ont augmenté de 6% par an dans les cinq dernières années. Ceci est en relation étroite avec l’utilisation croissante de l’hydrogène dans les raffineries de pétrole, liée aux exigences de qualité des carburants. On prévoit que ce développement va continuer.

L’hydrogène est utilisé dans de nombreux procédés industriels et dans les laboratoires, et l’hydrogène comprimé peut être acheté facilement. L’hydrogène peut être obtenu à partir de différents hydrocarbures à l’aide de différentes techniques. Si l’hydrogène est produit à partir du charbon, du pétrole ou du gaz naturel, les produits résiduels ont un impact négatif sur l’environnement s’ils ne sont pas mis en œuvre de façon respectueuse de l’environnement.

Extraire du carburant les particules nuisibles à l’environnement dans des usines centralisées facilitera la protection de l’environnement. De plus, il est aussi beaucoup plus simple de récupérer le CO2 sur quelques sources centralisées que sur de multiples petites sources. Stocker le CO2 généré par quelques grands “reformeurs” de gaz naturel qui alimentent en hydrogène un million de voitures permettrait d’avoir un million de voitures sans rejet. Ce pourrait être une voie économique pour introduire l’hydrogène comme vecteur énergétique à large échelle.

Beaucoup de sources renouvelables varient fortement à l’échelle de la journée ou de la saison. Un système énergétique utilisant de telles sources doit être capable de stocker l’énergie pour lisser ces variations. De plus, les grandes distances entre les sources d’énergie et les consommateurs tels qu’on les rencontre classiquement exigent le transport de l’énergie. Pour ces deux raisons il peut être pratique de convertir l’énergie en hydrogène.

Un système énergétique renouvelable doit aussi intégrer un système de transport renouvelable. Puisque les transports consomment actuellement environ un tiers des besoins énergétiques des pays industrialisés, il est clair que l’hydrogène renouvelable sera un carburant important dans le futur. L’hydrogène de la biomasse peut rivaliser avec l’hydrogène produit à partir de gaz naturel dans certaines zones [PYNE 8/1999]. Deux études indépendantes (Ford 1998 et NHE 1997) montrent de plus que l’hydrogène produit dans une station service par électrolyse de l’eau utilisant l’hydroélectricité de Norvège serait moins cher que l’essence avec les taxes actuelles.

Il y a plusieurs manières de produire de l’hydrogène. Quelques unes des techniques les plus courantes de production d’hydrogène à partir des hydrocarbures sont décrites ci-dessous. Des discussions sont en cours sur de nouvelles techniques qui pourraient avoir un impact ainsi que quelques méthodes intéressantes de production d’hydrogène à partir des renouvelables. Il s’agit pour certaines de techniques commerciales éprouvées alors que d’autres, comme la production photobiologique d’hydrogène, sont en cours de développement.

Il faut noter qu’en tant que vecteur énergétique l’hydrogène est ” neutre ” par rapport à la source d’énergie. On pourrait, par exemple, imaginer de l’électrolyse à grande échelle à partir de l’énergie nucléaire. Mais les problèmes environnementaux liés à l’énergie nucléaire ne permettraient pas, à notre avis, d’atteindre l’objectif.

2.2.1 Production d’hydrogène à partir de matières premières fossiles

De façon très simplifiée, la majorité des procédés décrits ci-dessous sont fondés sur le chauffage des hydrocarbures, de vapeur et dans certains cas d’air et d’oxygène qui sont ensuite combinés dans un réacteur. Avec ce procédé, la molécule d’eau et la matière première sont décomposées pour donner du H2, CO et CO2. En d’autres termes, le gaz hydrogène provient d’un mélange de vapeur et d’hydrocarbure. Une autre méthode consiste à chauffer les hydrocarbures sans air jusqu’à leur décomposition en hydrogène et carbone.

Gazéification du charbon

La gazéification du charbon est la méthode de production d’hydrogène la plus ancienne. Dans les anciennes usines, le gaz de ville était produit de cette manière. Ce gaz contenait jusqu’à 60% d’hydrogène, mais aussi de grandes quantités de CO. Typiquement, le charbon est chauffé jusqu’à 900°C où il se transforme en gaz et est ensuite mélangé à la vapeur. Il est ensuite envoyé sur un catalyseur – normalement du nickel.

Il existe d’autres méthodes plus complexes de gazéification du charbon. Le point commun est qu’elles transforment le charbon, traité à haute température avec de la vapeur et de l’oxygène, en H2, CO et CO2. De plus, du soufre est rejeté de la matière première et crée des composés de soufre et d’azote. Comme le CO et le CO2, ces composés doivent être mis en œuvre de façon respectueuse de l’environnement. [Winter et al 1988] Aujourd’hui, il existe de grandes usines de gazéification du charbon en Europe, en Afrique du Sud et aux Etats-Unis, et les technologies de gazéification font l’objet de gros efforts dans l’industrie du charbon.

Reformage à la vapeur du gaz naturel

Le reformage à la vapeur du gaz naturel est actuellement la façon la moins chère de produire de l’hydrogène et correspond à environ la moitié de la production mondiale d’hydrogène. La vapeur, portée à une température de 700-1000 °C, est envoyée à une pression de 3-25 bar sur du gaz méthane dans un réacteur avec un catalyseur.

De plus, le gaz naturel prenant part au processus de la réaction, un tiers du gaz est utilisé comme énergie pour activer la réaction. De nouvelles méthodes sont constamment en cours de développement pour augmenter le rendement et optimiser le chauffage permettant d’augmenter l’utilisation du gaz de plus de 85% tout en étant économiquement performantes. [Gaudernack 1998]

Un reformeur à vapeur de grande taille produisant 100 000 tonnes d’hydrogène par an fournit en gros l’énergie à un million de voitures à pile à combustible effectuant un kilométrage annuel moyen de 16 000 km. Le reformage à la vapeur de gaz naturel produit 7,05 kg de CO2 par kilogramme d’hydrogène. [Princeton University 1997]

Il existe deux grands types de reformeurs pour la production à petite échelle d’hydrogène : des reformeurs classiques, de taille réduite, et des reformeurs spécialement construits pour les piles à combustible. Ces derniers fonctionnent à plus basse pression et température que les reformeurs classiques et sont plus compacts.

La construction d’un reformeur à vapeur modifié intégrant un extracteur de CO2 est en cours de développement. Il permettra de produire de l’hydrogène à plus basse température que les reformeurs à vapeur classiques. Ce type de reformeur réduira les coûts de production d’hydrogène de 25-30% par rapport à la technologie classique, surtout grâce à un investissement et un entretien plus faible. [US DOE, Hydrogen Program 2000]

Reformage auto thermique du pétrole et du gaz naturel

Le fait de brûler des hydrocarbures en milieu pauvre en oxygène est appelé oxydation partielle. Le reformage auto thermique est une combinaison d’oxydation partielle et reformage à la vapeur. Ce terme reflète l’échange de chaleur entre le processus endothermique de reformage à la vapeur et l’oxydation partielle qui est exothermique. Les hydrocarbures réagissent avec un mélange d’oxygène et de vapeur dans un ” thermo réacteur ” avec un catalyseur.

Le concept ” Hydropower ” de Norsk Hydro fondé sur ce procédé utilise de l’air au lieu d’oxygène pur dans le reformage, pour des raisons à la fois de coût et de plus faible température de combustion de l’azote et de réduction de la vitesse de flamme dans le gaz obtenu. Le gaz produit peut alors être utilisé dans des turbines développées pour les centrales électriques à gaz.

Pour éviter de relâcher du CO2 fossile dans l’atmosphère, un stockage permanent est nécessaire.

La faible fluidité et le contenu souvent élevé en soufre des hydrocarbures lourds limite l’utilisation du reformage à la vapeur. Ils sont soumis à oxydation partielle, ou de façon auto thermique, à une réaction de flamme ajoutant vapeur et oxygène à 1300-1500 °C (i.e. procédé Texaco). Le rapport entre oxygène et vapeur est contrôlé de manière à ce que la gazéification n’exige pas d’énergie externe.

Déplacement de CO

Le procédé décrit plus haut produit du gaz avec une forte proportion de monoxyde de carbone – CO. Il est donc nécessaire de faire passer le gaz dans un procédé de déplacement (shift reaction) du CO pour augmenter le contenu en hydrogène. La réaction de déplacement (voir encadré) est un processus en deux étapes pour atteindre la réaction la plus complète entre le CO et la vapeur. Initialement la vapeur est ajoutée dans l’étage haute température (300-500°C) suivi par un étage basse température (200°C) avec différents catalyseurs dans les deux étages.

Séparation du CO2

Tous les procédés présentés ci-dessus produisent du CO2 en plus de l’hydrogène. Pour séparer le CO2 de l’hydrogène, on utilise couramment des procédés d’absorption à base d’amine. C’est la technologie classique. Des méthodes utilisant des membranes sélectives ou sorbants sont en cours de développement.

 

Le gaz naturel est composé principalement de méthane mélangé à quelques hydrocarbures plus lourds et du CO2. En faisant passer de la vapeur à haute température sur le méthane, des oxydes d’hydrogènes et de carbone sont produits.

 

Le reformage à la vapeur est la méthode la plus courante pour produire de l’hydrogène aujourd’hui.

La formule de la réaction chimique est : CH4 + H2O à CO + 3H2

Et la réaction de déplacement ci-dessous :

CO + H2O à CO2 + H2

Qui donne :

1 mol méthane à 4 mol hydrogène

Dépôt

Pour éviter de relâcher du CO2 dans l’atmosphère, on doit le stocker de façon permanente. Des dépôts possibles sont les poches de gaz ou de pétrole vides, ou des réservoirs d’eau souterrains, appelés aquifères. Une étude menée par la Commission Européenne en 1996 montre que la capacité de mise en dépôt en Europe est de 806 milliards de tonnes de CO2. La majorité de ce volume se trouve sur le plateau continental norvégien avec un volume de 476 milliards de tonnes dans les aquifères et 10,3 milliards de tonnes dans les poches de gaz et de pétrole vides.

Il serait donc possible de mettre en dépôt les émissions de toutes les centrales électriques d’Europe de l’Ouest pendant plusieurs centaines d’années. [Holloway et al. 1996] Depuis 1996, Statoil a mis en dépôt un million de tonnes par an dans un aquifère (la formation d’Utsira) sur le champ Sleipner. Il s’agit du CO2 qui a été extrait du gaz naturel pour répondre aux spécifications commerciales en Europe Continentale. Le CO2 peut aussi être utilisé à la place du gaz naturel pour la mise en pression dans la production pétrolière. Ceci a été réalisé à grande échelle dans les champs américains. Il est aussi possible de déposer le CO2 dans les profondeurs de l’océan, mais l’incertitude est grande sur la durée du stockage et l’impact sur l’environnement. Nous ne considérons pas cette option comme viable.

Craquage thermique

En chauffant les composés d’hydrocarbures en absence d’oxygène et à très haute température, on peut séparer l’hydrogène du carbone. L’acceptation de ce type de procédé pour une production d’hydrogène sans gaz à effet de serre suppose la permanence du dépôt du carbone. La formule de ce procédé utilisant le méthane comme carburant est :

CH4 à C + 2H2

1 mol méthane à 2 mol hydrogène

Noir de Charbon et hydrogène

Le noir de charbon est un carbone super pur (suie) qui est utilisé dans la production des pneus de voiture et comme matériau réducteur en métallurgie. Évidemment, un tel usage ne peut être considéré comme un dépôt permanent de carbone fossile, car une grande partie va s’oxyder dans une étape ultérieure et donc être relâché dans l’atmosphère. Néanmoins, la poudre de Noir de Charbon peut être mise en dépôt de façon sûre, exigeant beaucoup moins d’espace et de précautions que le gaz CO2.

Kvaerner a développé un procédé appelé ” Kvaerner Carbon Black & Hydrogen ” (KCB&H). La première usine commerciale utilisant ce procédé a démarré la production en Juin 1999. Le procédé Kvaerner ne produit aucune émission alors que les méthodes classiques de production du Noir de Charbon sont extrêmement polluantes. Le produit dérivé de ce procédé est l’hydrogène.

Dans un réacteur à haute température, la quantité de chaleur nécessaire pour décomposer les composés d’hydrogène est fournie par un brûleur à plasma à base d’hydrogène recyclé issu du procédé. Un échangeur de chaleur chauffe le circuit du procédé. La consommation d’énergie du CB&H de Kvaerner est théoriquement de 1 kWh/m3 H2, mais il en exige en réalité plus du double à cause de la température élevée de la réaction. Le surplus d’énergie peut, jusqu’à un certain point, être recyclé sous forme de vapeur. Ce procédé utilise comme matière première des composés hydrocarbure allant des gaz légers à une partie de pétrole lourd. [Hildrum 1998]

Plasmatron

A l’Institut de Technologie du Massachusetts (MIT), des recherches portent sur le développement d’un reformeur qui utilise du plasma pour le reformage des hydrocarbures. L’avantage d’un reformeur à plasma réside dans le fait qu’il peut utiliser tous les types d’hydrocarbures, y inclus du pétrole lourd. De surcroît, le reformeur à plasma peut fonctionner en mode pyrolytique (dégradation thermique des matériaux organiques en absence d’air ou d’oxygène comme le KCB&H décrit plus haut), transformant le carbone en suie. On élimine ainsi la formation de CO2. La technologie à plasma permet une construction plus compacte et plus légère que les reformeurs classiques car la réaction est beaucoup plus rapide.

Le MIT étudie l’utilisation du reformeur à plasma dans les deux modes pyrolytique et oxydation partielle et reformage à la vapeur. Le ” Plasmatron ” du MIT fonctionne à des températures de plus de 2 000°C. La production d’hydrogène est de 80-90%. Le principal inconvénient du reformage plasma en général est sa dépendance vis-à-vis de l’électricité. Le MIT espère réduire la consommation électrique à 5% du pouvoir combustible du carburant. La consommation actuelle est d’environ 20%. [L. Bromberg et al. 1997/1998]

2.2.2 Production d’hydrogène utilisant les énergies renouvelables

 

Comme on l’a évoqué plus haut, l’hydrogène se trouve en grande quantité sur Terre sous forme liée dans des matériaux organiques et dans l’eau. Plus de 70% de la Terre est recouverte par de l’eau. Le pourcentage d’hydrogène dans l’eau, mesuré en poids, est de 11,2%. La ressource est donc abondante. L’intérêt d’utiliser l’hydrogène comme carburant est que, pendant la combustion, il se lie à l’oxygène de l’air et forme de l’eau. L’hydrogène est donc totalement renouvelable.

Décomposer l’eau en hydrogène et oxygène est un procédé qui exige de l’énergie. La chaleur, l’électricité, la lumière ou l’énergie chimique peuvent être utilisés à cet effet. Si une énergie renouvelable est utilisée, alors l’hydrogène obtenu sera aussi un vecteur énergétique propre et renouvelable.

Dans la suite, nous décrirons quelques procédés qui peuvent être utilisés pour atteindre cet objectif. La biomasse peut aussi être utilisée comme matière première dans les procédés décrits pour les carburants fossiles, et ce point sera aussi abordé.

Electrolyse de l’eau

L’électrolyse de l’eau consiste à décomposer l’eau en hydrogène et en oxygène. Un électrolyseur réalise cette électrolyse. L’eau est traversée par un courant électrique et le résultat est de l’hydrogène et de l’oxygène.

2H2O + énergie à 2H2 + O2

Il s’agit de la réaction inverse de celle de la pile à combustible (voir 2.3.1). On classe communément les électrolyseurs en fonction de l’électrolyte qu’ils utilisent. Plusieurs cellules sont reliées pour atteindre la capacité recherchée, exactement comme les piles à combustible.

Deux électrolyseurs de Nm3/h chacun
(photo: Norsk Hydro)

Quelques électrolyseurs courants sont présentés ci-dessous :

Electrolyseurs alcalins

Dans les électrolyseurs alcalins, on utilise un électrolyte liquide – typiquement une solution à 25% d’hydroxyde de potassium.

La production d’hydrogène utilisant des électrolyseurs alcalins est établie depuis longtemps en Norvège. Chez Norsk Hydro, l’électrolyse de l’eau industrielle de l’hydrogène pour la production d’ammoniaque a été utilisée de 1928 à 1988.

Norsk Hydro Electrolysers (NHE) est aujourd’hui un des premiers fabricants d’électrolyseurs alcalins. Certains électrolyseurs de NHE ont un rendement de plus de 80% (pouvoir calorifique supérieur). Le rendement est un facteur important de l’électrolyse car la consommation d’énergie (~4.5 kWh/Nm3H2) constitue une fraction importante du coût de l’électrolyse. (concernant la part que représente le coût de l’électricité, NHE prend comme règle de base les 2/3 des dépenses d’exploitation). Les électrolyseurs sont plus efficaces quand ils tournent à un taux de charge faible, à cause de la faible densité de courant. Le fonctionnement optimal du point de vue économique dépendra à la fois de la densité de courant, des coûts des matières premières et de la demande en production d’hydrogène.

NHE et la Gesellschaft für Hochleistungwasserelektrolysure (GHW) ont développé un système compact d’électrolyse qui peut produire l’hydrogène correspondant à ce que fournit une station service. Ces électrolyseurs fonctionnent sous pression et produisent de l’hydrogène à pression moyenne (30 bar).

Un autre leader dans la fabrication d’électrolyseurs, Stuart Energy, a aussi fabriqué un petit prototype d’électrolyseur domestique avec un compresseur, le tout étant intégré dans une petite boîte grise.

Electrolyseurs à électrolyte à membrane polymère

Un autre type d’électrolyseur utilise des membranes polymère comme électrolyte (PEM). La plus grande part du développement technologique actuellement réalisé sur les piles à combustible PEM peut être transférée aux électrolyseurs, ce qui aura probablement un impact positif pour la production en série de piles à combustibles PEM.

Plusieurs électrolyseurs PEM sont déjà disponibles commercialement aujourd’hui, même s’il s’agit d’une technologie relativement nouvelle comparée à celle des électrolyseurs alcalins. On prévoit des rendements de plus de 94% pour les électrolyseurs PEM, mais il ne s’agit que d’une valeur théorique. Aujourd’hui, le rendement des électrolyseurs PEM est plus faible que celui des meilleurs électrolyseurs alcalins. Les électrolyseurs PEM fonctionnent très bien avec les énergies renouvelables dont la production d’électricité varie fortement. De manière générale, les électrolyseurs PEM sont mieux adaptés aux petites installations, particulièrement les installations dont la production est variable alors que les électrolyseurs alcalins ont un avantage net pour des systèmes de plus grande taille raccordés au réseau électrique.

Electrolyseurs à vapeur

Un troisième type d’électrolyseur est l’électrolyseur dit à vapeur. Il utilise un électrolyte céramique conducteur d’ion. Les électrolyseurs à vapeur peuvent atteindre un rendement très élevé, mais ne sont pas réalisables commercialement à ce jour. [NYTEK 2000] Un électrolyseur tubulaire à vapeur qui devrait aussi être capable de fonctionner dans une pile à combustible est en développement au Lawrence Livermore National Laboratory. Un autre type d’électrolyseur à vapeur est le système allemand ” Hot Elly ” pouvant atteindre un rendement de 92%. [NREL 2000]

Photoélectrolyse

Au lieu de transformer la lumière du soleil en électricité pour l’utiliser dans un électrolyseur et produire de l’hydrogène à partir de l’eau, on peut combiner ces deux procédés. Une cellule photovoltaïque est associée à un catalyseur qui agit comme un électrolyseur et décompose l’hydrogène et l’oxygène directement à la surface de la cellule. De façon réaliste, il peut s’agir d’un moyen commercial viable de production d’hydrogène. L’avantage de ces systèmes réside dans la suppression de l’électrolyseur et l’augmentation du rendement. Des tests réalisés sur site avec des cellules au silicium ont donné un rendement de 4,8% en lumière naturelle. Des recherches sont en cours pour augmenter le rendement et la durée de vie de telles cellules. [DOE 2000], [Turner 1999]

 

 Pouvoir calorifique supérieur/inférieur et rendement

Le pouvoir calorifique, c’est-à-dire la quantité d’énergie calorifique que peut fournir un combustible lors de sa combustion, est classé en pouvoir supérieur et inférieur. Le pouvoir supérieur prend en compte l’énergie totale du combustible tandis que le pouvoir inférieur tient compte de la possibilité de condenser les gaz produits dans l’eau, en enlevant cette composante d’énergie de condensation (chaleur latente). Quand on calcule le rendement d’une pile à combustible, on utilise normalement le pouvoir calorifique inférieur, c’est-à-dire l’énergie électrique produite/pouvoir calorifique inférieur x 100%. Pour l’électrolyse, on utilise normalement le pouvoir calorifique supérieur.

 

Décomposition thermique de l’eau

Dans une centrale solaire thermique dotée d’un concentrateur central comme Solar Two, une centrale de 10 MW en Californie, la température peut atteindre 3 000°C. En chauffant l’eau à plus de 2 000°C, la molécule est décomposée en hydrogène et oxygène. On considère qu’il s’agit d’une méthode intéressante et peu coûteuse pour produire directement de l’hydrogène à partir de l’énergie solaire. Des recherches sont aussi en cours sur l’utilisation de catalyseurs pour réduire la température de décomposition. Un problème central est lié à la séparation des gaz à haute température pour éviter leur recombinaison. Le rendement est incertain.

Gazéification de la biomasse

L’hydrogène peut aussi être produit par gazéification thermique de la biomasse comme les résidus d’exploitation de la forêt, la paille, les déchets collectifs et les produits d’épandage. La quantité d’hydrogène dans la biomasse est d’environ de 6-6,5% en poids à comparer avec environ 25% pour le gaz naturel. [PYNE 8/1999] Les procédés de production d’hydrogène à partir de la biomasse sont similaires à ceux utilisés pour les carburants fossiles. A haute température, la biomasse se décompose en gaz. Ce gaz est composé principalement de H2, CO et CH4 (méthane). De la vapeur est ensuite injectée pour reformer le CH4 en H2 et CO. Le CO est ensuite soumis au processus de déplacement el lui ajoutant de l’eau pour obtenir un pourcentage plus élevé d’hydrogène.

 Les produits dérivés de ce procédé est le CO2, mais le CO2  issu de la biomasse est considéré comme ” neutre ” du point de vue des gaz à effet de serre puisqu’il n’augmente pas la concentration en CO2 de l’atmosphère. Le gaz mixte peut aussi être utilisé dans des piles à combustible pour la production d’électricité. Comparé aux procédés classiques de production d’électricité à partir de la biomasse ou des déchets, le système intégré de gazéification et pile à combustible est préférable. Un rendement électrique de plus de 30% est possible avec ce type de système. Ce n’est pas possible avec la technologie classique. [NYTEK 2000]

Les réacteurs de gazéification ont été développés pour produire du méthanol à partir de la biomasse. Certains peuvent être utilisés pour la production d’hydrogène. Et particulièrement ceux qui utilisent de l’air au lieu de l’oxygène sont faisables économiquement. [Ogden & Nitsch 1993] Un autre procédé en cours de développement au NREL aux Etats-Unis est de transformer par pyrolyse la biomasse en bio-carburant. Ce carburant peut être transformé en hydrogène et en CO2 par reformage.

L’hydrogène comprimé est disponible sur le marché et peut être acheté auprès de la plupart des revendeurs de gaz.

Ce biocarburant comme les carburants fossiles est constitué de différents éléments. Ils peuvent être décomposés en divers produits valorisables, hydrogène inclus. Un autre avantage du biocarburant est qu’il réduit les besoins de transport de grandes quantités de biomasse. Des centres de pyrolyse de petite taille qui fabriquent du biocarburant peuvent être installés près des sources de biomasse et le biocarburant produit peut être transporté vers une station hydrogène par des camions citerne par exemple. Le biocarburant peut être stocké dans la station et reformé en hydrogène suivant les besoins. Ajouté à la vente des sous-produits, ce type de production d’hydrogène à partir de la biomasse peut être compétitif avec la production d’hydrogène à partir du gaz naturel dans de grandes installations. Là ou il n’existe pas d’infrastructure de gaz naturel, le bio-hydrogène peut être moins cher que l’hydrogène produit à partir du gaz naturel.

Production biologique

La photosynthèse est la base de presque toute la vie sur Terre. La première étape du processus de photosynthèse est la décomposition de l’eau en oxygène et hydrogène. L’hydrogène est ensuite mélangé avec le dioxyde de carbone et transformé en hydrocarbonate. La décomposition de l’eau en utilisant l’énergie solaire n’est pas vraiment une idée nouvelle, mais un processus qui a été mis en œuvre avant la naissance de la civilisation et qui est à la base de la création de l’atmosphère, et donc d’à peu près toute la vie sur cette planète. C’est aussi le processus biochimique le plus courant sur Terre. La seule lumière du soleil ne peut décomposer l’eau directement, mais avec l’aide de pigments spéciaux dans les organismes qui utilisent la photosynthèse. Comme on l’a mentionné plus haut, l’hydrogène créé à partir de la photosynthèse est normalement transformé spontanément en hydrocarbonate. Mais certains micro-organismes sont capables de rejeter de l’hydrogène libre dans l’air. Cette découverte date de 1896 avec la culture d’une algue Anabaena bleue verte stockée dans un vase scellé puis exposée à la lumière du soleil.

En théorie, les algues peuvent produire de l’hydrogène avec un rendement supérieur à 25%. Le problème est que durant ce processus de l’oxygène est aussi produit. L’oxygène inhibe l’hydrogénase, enzyme produisant l’hydrogène et l’on ne produit aujourd’hui que de faibles quantités d’hydrogène.

Une équipe de chercheurs de l’Université de Berkeley en Califormie a montré qu’en affamant les algues Chlamydomonas reinhardtii sur des sulfates, les algues ne peuvent maintenir un complexe de protéines nécessaire pour la production d’oxygène durant la photosynthèse. L’algue utilise un autre processus dans lequel de l’hydrogène est rejeté. Après 4 jours de production d’hydrogène, les algues sont replacées dans un environnement de photosynthèse pour les reconstituer. Même si ce cycle peut être répété plusieurs fois avec les mêmes algues, il est préférable dans une installation de production de remplacer les algues de temps en temps pour maintenir une culture fraîche et optimale pour la production. Les algues ont un contenu élevé en protéines et peuvent par exemple être utilisées pour la nourriture du bétail après avoir été utilisées pour la production d’hydrogène.

L’équipe de chercheurs a obtenu un rendement moyen d’environ 10%, ce qui constitue une avancée notable par rapport aux essais antérieurs. [Science 2000] Le développement se concentre maintenant sur le procédé à échelle réelle ainsi que sur les équipements adaptés à la production technique et la sélection des bonnes souches d’algues. Des tests de production sur site seront décisifs pour mettre en œuvre des installations de production économiques et performantes. On estime que les coûts d’investissement correspondent à environ 90% des dépenses de ce type de production. [Benemann 1998]

La bactérie Rodobacter speriodes a été utilisé de façon plutôt satisfaisante pour la production d’hydrogène à partir de déchets organiques de fruits et légumes. La bactérie a aussi été testée sur des produits d’épandage avec des résultats prometteurs. Le procédé est actuellement au stade du laboratoire, et beaucoup de travail est encore nécessaire pour augmenter l’efficacité économique et la faisabilité globale.

L’Institut für Bioverfahrenstechnik du RWTH-Aachen en Allemagne a développé deux bio-réacteurs différents qui produisent de l’hydrogène à partir de petit lait issus de produits laitiers.

Certaines recherches sur la production photobiologique d’hydrogène se fondent sur la manipulation génétique de microorganismes, ce qui pourrait cependant poser des difficultés du point de vue environnemental.

2.3 Utilisation de l’hydrogène

L’hydrogène est utilisé industriellement dans de nombreux processus. Les engrais artificiels et les industries pétrolières sont actuellement les utilisateurs les plus importants d’hydrogène. Différentes technologies d’utilisation de l’hydrogène dans l’énergie et les transports sont présentées ci-dessous. Les piles à combustible sont particulièrement importantes ici. Les types de piles à combustibles sont passés en revue ainsi que d’autres technologies mettant en œuvre l’hydrogène. Le dernier chapitre s’attachera au stockage et au transport de l’hydrogène.

2.3.1 Piles à combustible

Lorsque l’on brûle de l’hydrogène, la réaction entre l’oxygène et l’hydrogène produit de l’eau et de l’énergie sous forme de chaleur. Dans une pile à combustible, le processus est divisé en deux. Les deux processus prennent place sur chacune des faces de l’électrolyte qui sépare les gaz mais qui transporte les ions. Les électrons chargés négativement sont envoyés sur un circuit électrique externe. Avec ce dispositif, une partie de l’énergie chimique est transformée directement en énergie électrique. Théoriquement, 83% de l’énergie peut être transformée en électricité. En réalité, le rendement est plus faible ; mais comparée aux technologies classiques, la pile à combustible a un haut rendement.

La pile à combustible fut découverte par Sir William Grove et brevetée en 1839. Dans le chapitre sur la voiture à hydrogène de Daimler Chrysler, la Necar 4, on compare une voiture à hydrogène à une voiture Diesel et une voiture à essence avec le même modèle de véhicule et le même test de conduite. Une comparaison de même type est présentée dans le chapitre sur les voitures à hydrogène de Toyota. La cellule d’une pile à combustible ressemble dans son principe à la cellule d’une batterie normale.La différence la plus importante est liée au fait que les cellules de batterie peuvent s’arrêter par épuisement de l’énergie stockée alors que celle de la pile à combustible continue à produire de l’électricité tant qu’elle est alimentée en carburant.

Figure 8 – Le fonctionnement d’une pile à combustible PEM.

A titre d’exemple, une brève description de la pile à combustible PEM est donnée ci-dessous.

Une pile à combustible PEM est composée de quatre composants de base :

  • L’anode est l’électrode chargée négativement dans une pile à combustible. A l’anode, les électrons sont extraits des molécules d’hydrogène et envoyés dans un circuit électrique externe.
  • La cathode est l’électrode chargée positivement. A la cathode, les électrons passent du circuit électrique externe sur le catalyseur où ils réagissent avec les ions oxygène et hydrogène pour donner de l’eau.
  • L’électrolyte est la membrane à échange de protons. Il s’agit d’un plastique (polymère) spécialement traité pour être conducteur des ions chargés (protons). La membrane empêche les électrons de la traverser.
  • Le catalyseur est un matériau qui accélère les réactions aux électrodes sans participer lui-même aux réactions. Le catalyseur le plus courant est le platine. Le platine est pulvérisé et réparti de manière régulière autour de petites particules de carbone, ceci afin d’utiliser le moins de platine possible et de créer une surface de contact la plus grande possible.

En plus de ces quatre composants, une plaque conductrice ou un câble mettant en contact électrique les électrodes est nécessaire.

Une pile à combustible PEM fonctionne en mettant en contact la molécule d’hydrogène avec le catalyseur au platine, en la décomposant en deux ions hydrogène (protons) et deux électrons. Les électrons sont envoyés dans un circuit électrique externe dans lequel ils peuvent par exemple alimenter un moteur électrique. Ils retournent ensuite à la cathode où l’oxygène de l’air est décomposé en deux atomes d’oxygène au contact avec le catalyseur. Deux ions hydrogène se combinent avec un atome d’oxygène et deux électrons venant du circuit électrique pour créer une molécule d’eau. La réaction dans une pile à combustible ne produit qu’environ 0,7 Volts et l’on connecte plusieurs piles en série pour atteindre une tension de sortie utilisable.

Le système de la pile à combustible

Les plus petits systèmes, de 100 Watt et moins, n’exigent pas toujours de refroidissement ou de pompe à air. Mais les systèmes de plus de 100 Watt nécessitent la présence d’un certain nombre d’auxiliaires. On utilise souvent le terme de ” système ” de pile à combustible dans ce cas. Dans le cas du moteur de la voiture, ce système comprend le système complet d’alimentation en air, le système du carburant, le système de refroidissement et les pompes nécessaires au bon fonctionnement du moteur. C’est la même chose pour les piles à combustible ou pour les moteurs : elles ont besoin de refroidissement, d’alimentation en air, etc… Certaines piles à combustible utilisent aussi des compresseurs et des échangeurs et, comme pour les voitures, il est important d’optimiser le système entier pour obtenir de hautes performances.

Il existe plusieurs types de piles à combustibles de caractéristiques et d’utilisations différentes. Les piles à combustible sont classées comme les électrolyseurs, en général selon l’électrolyte utilisé.

Piles à combustible alcalines (AFC)

Les piles à combustible alcaline ont été utilisées pour la fourniture d’énergie dans les vols Apollo et sont couramment utilisées sur les navettes spatiales de la NASA. Les principaux développeurs de la pile à combustible alcaline ont été F.T. Bacon, Energy Conversions, Pratt Whitney and Elenco. La technologie et les brevets d’Elenco ont été repris par Zatek. Cette entreprise a fourni des piles à combustibles notamment pour le taxi à hydrogène de Londres et un bateau à Bonn. Un avantage de ce type de pile à combustible est qu’elle permet l’utilisation d’un catalyseur peu coûteux, comme le nickel.

Les piles à combustible alcaline sont sensibles au CO2. Si l’on utilise de l’air au lieu d’oxygène pur, l’air doit être débarrassé du CO2. Un autre inconvénient est que l’électrolyte est liquide et corrosif.

Piles à combustible à acide phosphorique (PAFC)

Les piles à combustible à acide phosphorique ont été développées depuis les années 60 et sont utilisées dans le monde entier. Ce type de pile à combustible utilise, comme son nom l’indique, de l’acide phosphorique comme électrolyte, et elle est tolérante au CO2. Le rendement électrique de la PAFC est relativement faible, environ 35-45%. De plus, de la chaleur excédentaire est produite qui est souvent utilisée pour le chauffage.

International Fuel Cells (IFC) propose des piles PAFC et a vendu plus de deux cents systèmes de 200 kW. Au total, ces systèmes ont fonctionné pendant plus de 4 millions d’heures. [King 2000] [IFC 2001] IFC prévoit d’arrêter la production de piles à combustible PAFC pour produire à la place des piles PEM de 150 kW

Cinq piles PAFC fuel cells en Alaska. Le système délivre 1 MW.

Piles à combustible à oxyde solide (SOFC)

La pile à combustible à oxyde solide est une pile à combustible à haute température. L’électrolyte est constitué d’un oxyde, classiquement de l’oxyde de zirconium avec un peu d’oxyde d’yttrium. A haute température, cet oxyde est conducteur pour les ions oxygène.

Le rendement électrique maximal d’une SOFC alimentée en hydrogène est évalué à 60%. En d’autres termes, la pile à combustible peut convertir 60% de l’énergie du carburant hydrogène en électricité.

Certains problèmes demeurent encore avec la pile à combustible à oxyde solide. Pour atteindre une conductivité suffisante, il faut fonctionner à des températures proches de 1 000°C.

 

A cette température élevée, les difficultés avec les matériaux sont importantes et l’on cherche à développer de nouveaux matériaux plus stables à ces hautes températures ainsi qu’à diminuer la température de fonctionnement. Les piles à combustible à oxyde solide intégrées avec des turbines peuvent atteindre un rendement très élevé par rapport aux technologies classiques de production d’électricité. La photographie a été prise lors de l’assemblage d’une turbine hybride de 220 kW en Californie, la première du genre. Voir la description complète au chapitre 4. Siemens Westinghouse

Siemens Westinghouse (SW) est une entreprise leader dans le développement des piles SOFC pour la production stationnaire d’énergie. En 1997, ils ont installé une pile de 100 kW à Arnhem aux Pays-Bas. La pile à combustible est alimentée en gaz naturel et a fonctionné 16 612 heures. L’aspect le plus intéressant de cette pile à combustible est qu’après inspection pour vérifier comment elle avait supporté le test, elle était en état de parfait fonctionnement sans trace d’usure. La pile a été déplacée en Allemagne et fonctionne maintenant depuis plus de 20 000 heures. Elle produit 110 kW électriques et son rendement total est de 46%. De plus, elle fournit 64 kW de chaleur pour alimenter un réseau de chaleur isolé. SW a actuellement différents projets en cours dont l’un d’une unité de 250 kW que Shell doit installer à Kollsnes près de Bergen en Norvège. SW doit construire une usine de production de SOFC à Pittsburg, Etats-Unis et démarrera la commercialisation des systèmes SOFC pour des puissances comprises entre 250 et 5 000 kW à la fin 2003. [Westinghouse 2002]

Rolls Royce et Sulzer sont deux autres entreprises leader qui travaillent sur le développement des piles à combustibles à oxyde solide. Deux grands projets SOFC, Mjolner et Norcell, ont été réalisés en Norvège, mais ils ont été arrêtés il y a quelques années. Prototech à Bergen travaille encore sur la SOFC. Au Danemark, il n’existe pas d’investissement lourd sur la SOFC. Des recherches sont encours à Risoe et Haldor Topsoe [Nytek 2000] dans le cadre d’une coopération européenne.

Le principal fournisseur de composants automobiles, Delfi, en lien avec BMW développe une pile à combustible à oxyde solide destinée à remplacer la batterie dans les modèles futurs de BMW. Ces piles à combustible à oxyde solide utiliseront le carburant de la voiture pour produire de l’électricité avec un bien meilleur rendement d’utilisation du carburant que le moteur à combustion et l’alternateur d’aujourd’hui.

Les piles à combustible à membranes échangeuses de proton (PEM)

Les piles à combustible à membranes échangeuses de proton (PEM) sont souvent appelées piles à combustible à polymère solide (SPFC). Nous avons cependant décidé d’utiliser PEM car c’est leur appellation la plus courante.

Les piles à combustibles PEM ont été principalement développées par General Electric (GE) entre 1959 et 1982. Ballard au Canada a commencé à les développer en 1983 et a depuis fortement contribué à leur développement après l’arrêt par GE de son projet de pile à combustible. Le développement de meilleures membranes, des quantités plus faibles de platine comme catalyseur, et une gestion plus efficace des rejets d’eau ont permis à la PEM de devenir leader.
L’électrolyte dans une pile à combustible PEM consiste en une membrane en polymère solide qui permet de transférer les protons entre ses deux faces. Figure 2 – Utilisation de platine par kW de puissance de pile à combustible. Le graphique reflète la réduction importante d’utilisation du platine, coûteux, sur la dernière décennie. Source : Ford 2001

Les piles à combustible PEM fonctionnent à 80°C, ce qui les rend bien adaptées à la fourniture d’électricité et d’eau chaude dans une habitation normale. La PEM est bien plus efficace qu’une batterie pour la fourniture d’énergie dans les transports et les usages mobiles. D’abord, et surtout, la PEM est légère et robuste. Le fait que l’électrolyte soit solide la rend plus sûre. Les piles à combustible PEM répondent plus rapidement à des variations de charge, permettant d’améliorer l’accélération des véhicules. La technologie PEM est aussi adaptée à la production en série. Un inconvénient de la pile combustible PEM est l’utilisation de platine comme catalyseur, mais la quantité de platine a été très fortement réduite dans les dernières années (voir graphique) et il semble qu’il reste un potentiel important de réduction.

Les piles à combustible PEM sont tolérantes vis-à-vis du CO2, mais sont sensibles à la pollution du CO qui peut diminuer le rendement. C’est un problème pour ceux qui cherchent à utiliser des hydrocarbures reformés comme carburant, mais pas pour ceux qui utilisent de l’hydrogène pur obtenu par électrolyse.

Ballard travaille actuellement avec Ford et Daimler Chrysler. Parmi les développeurs de la technologie PEM, citons General Motors, Toyota, Panasonic, International Fuel Cells, NovArs, DeNora et Plug Power.

 

Les piles à combustible PEM deviennent de plus en plus légères et compactes. On voit ici une pile de 80 kW qui a été présentée en Janvier 2000.

L’utilisation d’autres matériaux doit permette d’améliorer le rendement ainsi que les ratios de puissance massique et de puissance volumique. Par ailleurs, la PEM est déjà compétitive dans sa forme actuelle dans la plupart des applications. La production en série des piles à combustibles PEM devrait la rendre compétitive du point de vue économique.

Les piles à combustible à carbonate fondu (MCFC)

Les piles à combustible à carbonate fondu utilisent un carbonate alcalin fondu comme électrolyte. Ce type de pile à combustible a été conçu dans les années 40 et appliqué dans les années 50. Le développement de la MCFC a été lent. [Blomen 93] Il existe quelques installations MCFC, mais elles ont eu de sérieux problèmes avec les matériaux utilisés dans ce type de pile. Les fabricants importants sont Fuel Cell Energy aux Etats-Unis et Motoren-und-Turbinen-Union (MTU). MTU espère démarrer une production en série limitée et la mettre sur le marché à un prix compétitif vers 2004. [Hyweb 2001][MTU 2001] Le système MTU fonctionne à 600°C. C’est une température plutôt basse pour une MCFC, ce qui limite les contraintes sur les matériaux. Le rendement électrique du système est de 50%. De plus, l’unité produit de la vapeur sous pression à 400°C. La durée de vie est évaluée à 20 000 heures. [MTU 2001]

Les piles à combustible à méthanol direct (DMFC)

Les piles à combustible à méthanol direct sont une variante du type PEM et, comme leur nom l’indique, utilisent du méthanol liquide sans reformage initial. Ce type de pile à combustible a fait l’objet de R&D importante ces dernières années. Le rendement, initialement faible, a quelque peu augmenté. Il y a quelque temps, Daimler Chrysler a lancé un kart utilisant ce type de pile à combustible.

Le plus grand problème avec le méthanol est qu’il contient du carbone qui est rejeté principalement sous forme de CO2 quand on l’utilise comme carburant. Le méthanol est aussi très toxique.

Les piles à combustible régénératives

Rapidement dit, il s’agit d’une pile à combustible qui produit de l’électricité et de la chaleur et qui peut réaliser le processus inverse. Quant on l’alimente en électricité, elle peut être utilisée pour l’électrolyse de l’eau pour produire de l’hydrogène et de l’oxygène. En d’autres termes, la même unité est utilisée pour deux fonctions, permettant ainsi d’économiser sur le poids et le coût comparé à un système à électrolyseur et pile à combustible séparés.

Le rendement de l’une des fonctions des piles régénératives n’est pas nécessairement plus faible que celui d’un électrolyseur ou d’une pile à combustible seul. Mais le catalyseur du système ne peut pas être optimisé pour les deux. Autrement dit, le rendement n’est pas maximal dans les deux processus. Ainsi, un système destiné à produire de l’hydrogène, par exemple, doit être optimisé pour l’électrolyse. Les systèmes à pile à combustible régénératives utilisent le plus souvent la technologie PEM.

2.3.2 Brûler de l’hydrogène

L’hydrogène peut aussi être brûlé de façon classique en utilisant de l’oxygène ou de l’air et la chaleur dégagée par la combustion peut être utilisées pour le chauffage, la cuisine, dans des turbines, des échangeurs.

 

Type

Domaine d’utilisation

Electrolyte

Température °C

Alcaline (AFC)

Espace, transport

Alcalin

50-200

Méthanol direct (DMFC)

Transport, équipement mobile

Polymère

80-200

Membrane échangeuse de protons (PEM)

Espace, transport, petits CHP, équipements mobiles

Polymère

50-80

Acide phosphorique (PAFC)

CHP, centrales électriques

Acide Phosphorique

190-210

Carbonate fondu (MCFC)

CHP, centrales électriques

Carbone mou

600-650

Oxyde solide (SOFC)

CHP, centrales électriques

Oxyde solide

600-1000

 

Tableau 1 : Quelques types courants de piles à combustible et leur utilisation. (CHP : Chaleur et Electricité combinées)

Technologie de combustion

L’hydrogène ayant une température de flamme élevée, de grandes quantités de NOx sont rejetées par les procédés classiques de combustion. Il est donc préférable de se tourner vers des procédés qui ont des émissions moindres de NOx. Les brûleurs catalytiques utilisent un catalyseur pour réduire la température de flamme. Il existe plusieurs brûleurs qui utilisent la diffusion (par ex. principe du réchaud portatif) pour la combustion de l’hydrogène à faible NOx.

On peut ajouter plus de 15% de H2 au gaz naturel normal sans devoir ajuster les brûleurs classiques. [Hart, 1997]

Moteurs à hydrogène

Rudolf Erren a étudié l’utilisation de l’hydrogène dans les moteurs à combustion dans les années 20 et a développé sa propre méthode de conversion – souvent appelée moteur Erren. Erren et ses collègues ont semble-t-il converti à l’hydrogène entre 1 000 et 3 000 voitures, bus et camions. Aux Etats-Unis dans les années 70, Robert Billings a converti une Ford Modèle A à l’hydrogène alors qu’il n’avait que 16 ans. [Hart 1997] Billings s’était inspiré des concepts d’Erren. Lui et Frank Lynch plus tard ont lancé Hydrogen Consultants (qui a changé de nom pour Hydrogen Components Inc. (HCI)). HCI a développé un système spécial d’injection et convertit les voitures à l’hydrogène. Cette entreprise a converti plusieurs voitures, y compris une Mazda équipée d’un moteur Wankel, une Winnebago RV qui utilisait l’hydrogène à la fois comme carburant et comme source d’énergie pour le chauffage et la cuisine ainsi que différents équipements pour la mine. Certains de ces moteurs ont atteint des rendements de 42% et peuvent représenter à court terme une alternative économique aux piles à combustible.

Parmi les grands constructeurs automobiles, BMW en particulier a travaillé sur des moteurs à combustion utilisant l’hydrogène.

Les moteurs pour la production fixe d’énergie et de chaleur à partir du gaz naturel peuvent être facilement transformés pour fonctionner à l’hydrogène.

Turbines

Il existe actuellement quelques usines à gaz de synthèse alimentées au charbon qui fonctionnent sur la gazéification du charbon (IGCC) et utilisent de grandes quantités d’hydrogène dans le carburant. Le concept de la chambre de combustion développé pour le gaz de synthèse issu de la gazéification du charbon est bien adapté aux carburants très riches en hydrogène (gaz de synthèse : mélange de monoxyde de carbone et d’hydrogène). La possibilité d’utiliser de l’hydrogène dans les turbines a été vérifiée par plusieurs fabricants de turbine, notamment GE. Actuellement moins chères que les piles à combustible, elles peuvent être considérées comme une technologie de transition.

Le concept ” Hydrokraft ” de Norsk Hydro est fondé sur la production électrique à l’aide de turbines et d’hydrogène. Ce point est détaillé dans le chapitre 4 sur l’enlèvement du CO2.

Hybrides

En intégrant la technologie des piles à combustible à oxydes solides dans les turbines, le rendement d’une centrale électrique à gaz peut passer à 80% dans des conditions optimales. Les piles à combustible seules ont le potentiel d’utiliser 60% de l’énergie du carburant. Le reste est perdu sous forme de chaleur de faible qualité, mais aussi parce que la pile à combustible est incapable d’utiliser tout le carburant. Le carburant en excès dans les gaz d’échappement peut être cependant utilisé avec l’aide de turbines à gaz. Une telle centrale produirait encore des NOx sauf à utiliser de l’oxygène pur après le brûleur, mais à un degré moindre dans les centrales classiques.

Siemens Westinghouse a démarré un système ” hybride ” microturbine et SOFC de 220 kW à l’Université de Californie à Irvine. Il s’agit d’une première de ce type et le rendement est de 52-53%. Un système de 550 kW est en cours de développement.

2.4 Stockage de l’hydrogène

Si l’on doit utiliser l’hydrogène à grande échelle, le stockage est le problème clé. Pour les véhicules par exemple, il doit être possible de stocker assez d’hydrogène pour avoir la même autonomie que les voitures d’aujourd’hui. Dans le domaine de l’énergie, la capacité à stocker efficacement l’hydrogène de façon efficace, rapide et économique est la plus importante. Ce chapitre examinera le stockage de l’hydrogène avec une focalisation spéciale sur les véhicules.

L’hydrogène est une substance de contenu énergétique élevé par rapport à son poids. C’est la raison pour laquelle l’hydrogène est le premier choix pour les voyages spatiaux et est adapté au voyage aérien. D’un autre côté, le contenu énergétique par unité de volume est plutôt faible. Cela implique des défis majeurs pour son stockage comparé à celui de l’essence qui est un liquide.

Le Ministère de l’Énergie des États-Unis a fixé comme objectif une densité d’énergie de 6,5 pour cent d’hydrogène en poids et de 62 kg par m3 pour obtenir un stockage d’hydrogène de poids et de taille donnant une autonomie de 560 km à un véhicule à pile à combustible.

Fondamentalement , il existe trois options :

  • L’hydrogène peut être comprimé et stocké dans un réservoir sous pression
  • L’hydrogène peut être refroidi et liquéfié et maintenu à température dans un réservoir isolé de façon adéquate
  • L’hydrogène peut être stocké dans un composé solide

2.4.1 Hydrogène comprimé

Le stockage d’hydrogène sous pression a été réalisé avec succès depuis de nombreuses années.

Les trois principaux types de réservoirs sont :

  • Réservoir en acier
  • Réservoir avec une âme en aluminium noyé dans de la fibre de verre (composite)
  • Réservoir avec une âme plastique noyée dans de la fibre de verre (composite)

Pour les systèmes stationnaires où le poids et la taille ne sont pas des facteurs décisifs, les réservoirs en acier sont une bonne solution, mais pour les automobiles les réservoirs sous pression classiques posent problème tant du point de vue du poids que de celui du volume. Dans les dernières années, des avancées importantes ont été réalisées dans le développement d’un nouveau type de réservoir en composite qui peut stocker l’hydrogène à une pression de 350 bar tout en respectant les normes de sécurité. Ce type de stockage a une capacité de 10-12 pour cent d’hydrogène en poids [DOE, 2000], pour les usages où le poids du réservoir n’est plus un problème. Des progrès ont aussi été réalisés sur des réservoirs stockant l’hydrogène à une pression de 700 bar. Cela réduira le volume du réservoir, une nécessité pour atteindre l’autonomie souhaitée. On a aussi conçu des réservoirs légers en composites avec un encombrement optimisé par rapport aux réservoirs cylindriques classiques.

Des compresseurs spéciaux pour H2 sont normalement utilisés pour mettre l’hydrogène sous pression. Avec des électrolyseurs sous pression pour la fourniture d’hydrogène comprimé, le processus de compression pourrait être réduit, voire éliminé, suivant la pression requise. Ce système serait plus efficace et constituerait une solution plus simple et moins chère.

2.4.2 Hydrogène liquide

L’hydrogène peut être stocké sous forme liquide (LH2) à 20K (-253°C) dans des réservoirs super isolés. Le LH2 est particulièrement intéressant pour le transport longue distance et comme carburant pour les vaisseaux spatiaux et les avions. Une grande expérience a été accumulée au cours des années dans le domaine de l’utilisation et de la manipulation du LH2. Pour refroidir l’hydrogène, une quantité d’énergie égale à 30-40% du carburant est nécessaire. Le développement de nouveaux procédés de refroidissement qui réduirait de moitié la consommation d’énergie est considéré comme faisable. [Nytek 2000] Le LH2 est particulièrement bien adapté à une utilisation dans le navigation spatiale et aérienne avec des caractéristiques propres meilleures que tout autre carburant. Aujourd’hui, le LH2 est le carburant le plus fréquemment utilisé en navigation spatiale.

BMW a étudié depuis plus de 20 ans l’hydrogène liquide pour des moteurs à combustion de voiture et affirme que l’utilisation de l’hydrogène liquide dans l’automobile est une bonne alternative. L’entreprise allemande Linde a développé un réservoir pour l’hydrogène liquide dans lequel le froid d’une partie de l’hydrogène est utilisé pour refroidir l’isolation du réservoir. De cette façon, le réservoir conserve l’hydrogène à l’état liquide jusqu’à 12 jours. [Hyweb 2000]

 

Ce type de réservoir est maintenant en test et sera sûrement installé sur des voitures à hydrogène de BMW entre autres. La NASA a été un utilisateur important d’hydrogène dans les programmes spatiaux depuis plusieurs décennies. On voit ici un réservoir de stockage d’hydrogène liquide et des camions citerne d’hydrogène. (photo : NASA)

2.4.3 Hydride métallique

Certains métaux et alliages métalliques ont la capacité à absorber l’hydrogène sous pression et température moyenne, créant des hydrides. L’hydride est un composé qui contient de l’hydrogène et un ou plusieurs autres éléments.

En plus d’un système de chauffage, un réservoir à hydride métallique contient des particules métalliques qui absorbent l’hydrogène comme une éponge absorbe l’eau. Le système de chauffage extrait la chaleur lors du remplissage du réservoir en hydrogène et fournit de la chaleur pour sortir l’hydrogène du réservoir.

Figure 9 – Le gaz hydrogène se déplace vers l’interface. Ici la molécule d’hydrogène se décompose en atomes d’hydrogène qui sont absorbés par le métal là où l’hydrogène est stocké dans une matrice métallique. L’hydrogène est expulsé de l’hydride métallique quand on fournit de la chaleur. Cette chaleur peut par exemple provenir du surplus d’une pile à combustible.

Un réservoir à hydride métallique est considéré comme un système très sûr en cas de collision car la chute de pression dans le réservoir perforé refroidira l’hydride métallique qui cessera donc de rejeter de l’hydrogène.

Quelques hydrides métalliques sont disponibles commercialement et constituent une bonne solution pour le stockage de l’hydrogène quand le facteur poids n’est pas un problème. Pour les véhicules, le problème de l’hydride métallique est son poids élevé au regard de la quantité d’hydrogène stocké. Le problème du poids n’a pas encore été résolu en dépit d’efforts importants de recherche. Les chercheurs ont donc essayé de réfléchir dans d’autres directions en tentant d’alléger les alliages et en recherchant des méthodes d’obtention de concentrations en hydrogène plus élevées.

A l’Institute for Energy Technology de Kjeller en Norvège (IFE), des travaux sont menés sur le stockage d’hydrogène dans des alliages avec des atomes d’hydrogène tassés de façon extrêmement dense, donnant ainsi de plus fortes concentrations.

D’autres travaux sont en cours pour rechercher des alliages métalliques moins chers ayant la capacité à la fois d’absorber de grandes quantités d’hydrogène et de relâcher l’hydrogène à des températures relativement faibles. Le programme sur les hydrides métalliques de l’Agence Internationale de l’Energie (AIE) a pour objectif une quantité d’hydrogène absorbée de 5 pour cent en masse et le relâchement de l’hydrogène à des températures inférieures à 100°C.

NaAlH4 est un hydride métallique prometteur et raisonnablement économique. Avec ses 4 pour cent d’hydrogène en poids et une température d’expulsion de 150°C, le NaAlH4 répond presque aux exigences de l’AIE. Cet hydride métallique est actuellement à la base du développement d’un stockage d’hydrogène aux Etats-Unis et est aussi étudié à l’IFE.

Les piles à combustibles modernes fonctionnent à basse température. Si l’excès de chaleur des piles à combustible doit être utilisé pour relâcher l’hydrogène, il est important que l’hydride relâche l’hydrogène à la même température. Le rendement énergétique du système sera plus faible, et le système plus complexe si l’on doit produire de la chaleur supplémentaire pour retirer l’hydrogène du réservoir.

2.4.4 Hydrogène dans les structures en carbone

Certaines structures en carbone ont une très grande surface d’échange et des recherches ont été conduites depuis plusieurs années pour essayer de stocker de l’hydrogène dans ces matériaux. Pour plusieurs groupes de chercheurs, les nanostructures de carbone comme les nanofibres, les nanotubes et les fullérènes ont un potentiel d’absorption du l’hydrogène prometteur.

De gros efforts sont portés sur le développement de méthodes de production, économique et à grande échelle, de nanotubes à simple paroi. L’utilisation de la technologie laser a rendu possible la production d’un pourcentage élevé de nanotubes avec le diamètre exact et la pureté requise. La production de nanotubes est en forte croissance. Les nanotubes ont plusieurs caractéristiques intéressantes qui peuvent être utilisées pour la technologie de l’hydrogène. Par exemple, ils peuvent être utilisés dans les piles à combustible, les ultra condenseurs pour le stockage efficace d’énergie de freinage et de stockage d’hydrogène. Une équipe américaine a atteint un stockage d’hydrogène de 7,5 pour cent, et cela de façon répétée, dans des nanotubes à simple paroi à température ambiante. Dans ces expériences, les nanotubes ont été soumis aux ultrasons. Certaines sources indiquent qu’il sera possible d’atteindre une capacité de stockage plus importante dans un futur proche. Actuellement, les travaux portent sur le passage à la taille supérieure de ces expériences. [Dillon, 1999]

Il faudrait mentionner ici un point important de désaccord sur la capacité de stockage des carbones. Par exemple, une équipe de recherche allemande a tenté à plusieurs reprises de reproduire les expériences américaines ci-dessus, et n’ont encore atteint qu’une capacité très faible de stockage d’hydrogène. [Haluska 2001]

2.4.5 Méthanol

Le méthanol (CH3OH) est très riche en hydrogène qui peut être extrait relativement facilement par reformage.

Certains disent que le méthanol serait une bonne solution de carburant de transition pour les voitures les plus petites. L’avantage du méthanol est qu’il est liquide dans les conditions normales de pression et de température et qu’il est riche en hydrogène comparé à d’autres carburants fossiles. Le méthanol est produit à partir du gaz naturel par reformage à la vapeur du gaz naturel en gaz de synthèse. Sur une voiture au méthanol équipée d’un reformeur, le méthanol est reformé en hydrogène utilisé dans la pile à combustible. La perte d’énergie dans ces deux processus est élevée et le rendement du système est donc faible.

Le méthanol (alcool de bois) est un liquide très toxique très similaire à l’éthanol. On a découvert que le méthanol est cancérigène et corrosif et pollue de les eaux de surface. Plusieurs grandes compagnies pétrolières ont clairement indiqué qu’elles ne développeront pas une infrastructure de méthanol à cause des risques trop importants liés à la sécurité.

 

L’hydrogène, l’essence et le méthanol comparés sur la base de la complexité du système de carburant et des coûts d’infrastructure. (Source : Sandy Thomas)

Plusieurs organisations environnementales, Bellona incluse, s’opposeront activement à la construction d’une telle infrastructure. En plus des effets dommageables directs du méthanol, une infrastructure temporaire de méthanol retarderait aussi le développement d’une infrastructure hydrogène. Cela exigerait des investissements lourds et les voitures au méthanol resteraient sur la route pendant plusieurs décennies. Un autre inconvénient d’une infrastructure de méthanol réside dans le fait que les voitures à piles à combustible qui ne peuvent pas utiliser directement le méthanol doivent être équipées d’un reformeur coûteux. Cela prendrait probablement plusieurs décennies avant que la pile à combustible à méthanol direct ne puisse être utilisée sur des véhicules normaux. Les coûts seront donc supportés par les consommateurs, rendant la pile à combustible plus chère que nécessaire.

On a souvent affirmé que le méthanol peut être transporté et mis en œuvre juste comme l’essence, mais ce n’est pas vrai. Le méthanol est très corrosif, et une fuite de méthanol pourrait causer des dégâts importants dans l’environnement. Le méthanol se mélange à l’eau et devient presque impossible à récupérer une fois répandu.

Une voiture à pile à combustible avec un reformeur de méthanol aura un niveau élevé d’émissions de CO2 – sûrement entre 60% et 70% de la voiture de même type avec un moteur à essence. [NOU 1998 :11] Il y aurait aussi des émissions d’hydrocarbures et de CO. La distribution accrue de méthanol augmentera le risque d’empoisonnement pour les humains et les animaux. A cause du faible rendement du système et des fortes émissions comparées à l’hydrogène et l’électricité, le méthanol ne sera pas à la hauteur des exigences futures du carburant des véhicules. Le méthanol ne peut donc pas être recommandé comme carburant.

2.4.6 Essence et autres hydrocarbures

La conversion de l’essence (ou encore un mélange spécial, une sorte de naphte) en gaz riche en hydrogène pour les voitures a aussi fait l’objet de nombreuses recherches. Les compagnies pétrolières, ayant investi des sommes importantes dans une infrastructure essence, sont particulièrement intéressées par cette option. Ces solutions temporaires offrent, comme pour le méthanol, des performances et des rendements de carburant plus faibles que les solutions à base d’hydrogène pur. Elles exigent aussi un reformeur très complexe les rendant chères, lourdes et mal adaptées.

Il est de plus très difficile d’extraire le CO des hydrocarbures, et le CO détruit le catalyseur des piles à combustible PEM. Ce type de reformeur doit fonctionner à des températures tellement hautes qu’il génèrera aussi des NOx. Exactement comme pour le méthanol, seulement jusqu’à un certain point, les surcoûts seront à la charge de l’automobiliste. Le système devient plus complexe, rendant la voiture sujette à plus de problèmes techniques pour un rendement réduit : autrement dit, un choix pas très avisé. Les voitures hybrides déjà présentes sur le marché proposent des niveaux de CO2 aussi faibles qu’une voiture à pile à combustible avec de l’essence et du méthanol comme carburant.

Le moteur à combustion de SAAB à compression variable (pas encore en production) devrait avoir des niveaux de CO2 aussi faibles. [Automotive World, 2000] Figure 11 – Coûts de l’hydrogène comparés à l’essence avec ou sans taxes européennes. Source: Norsk Hydro.

2.4.7 Stockage stationnaire

L’hydrogène peut être stocké dans des réservoirs sous pression, dans des cavités souterraines et sous forme de liquide dans des réservoirs super isolés. Il s’agit là de technologies classiques. Pour le stockage de très grandes quantités d’hydrogène, la méthode la plus économique est le stockage souterrain sous pression. [NRF 2001]

Les dépenses de stockage souterrain de l’hydrogène dépend du type de formations géologiques, mais cela pourrait être une option économique. La ville allemande de Kiel a stocké depuis 1971 du gaz de ville avec une proportion d’hydrogène de 60-65% dans un hall de stockage de gaz d’un volume de 32 000 m3 sous une pression de 80-100 bar.[Winter, 1988] Des sites utilisables pour un tel stockage peuvent être des réservoirs, des aquifères, des cavernes ou des cavités dans des formations de sel.

 

Véhicules avec la même autonomie pour un plein

Masse (kg)

Volume (l)

Moteur à combustion/essence

50

70

Hydrogène comprimé (350 bar)/pile à combustible

90

320

Hydrogène comprimé (700 bar)/pile à combustible

~ 100

180

Hydrogène liquide/pile à combustible

45

190

Hydrogène dans hydrides métalliques/pile à combustible

200-600

180

 

Tableau 2 : Synthèse de la masse et du volume de différents types de réservoirs. Tous les exemples ont la même autonomie quand on les utilise avec le même véhicule. Sources : Ford,1001 et Quantum, 2001

2.5 Transport de l’hydrogène

2.5.1 Pipelines

Il existe aux Etats-Unis un réseau de 720 km de pipeline d’hydrogène et en Europe environ 1 500 km. Sur de grandes distances, le transport par pipeline de l’hydrogène peut être un moyen efficace de transporter l’énergie. Les pertes électriques dans un réseau électrique peuvent s’élever à 7,5-8% de l’énergie transportée. C’est à peu près le double de ce qui est demandé pour transporter du gaz sur la même distance.

Les canalisations d’hydrogène utilisées aujourd’hui sont réalisées en tube d’acier normal et fonctionnent sous des pressions de 10-20 bar avec un diamètre de 25-30 cm. Le système le plus ancien se trouve dans la Ruhr. Il fait 120 km de longueur et distribue l’hydrogène entre 18 producteurs et consommateurs. Ce réseau a été utilisé pendant 50 ans sans aucun accident. Le pipeline d’hydrogène le plus long fait 400 km entre la France et la Belgique.

Avec peu ou pas de modifications, la majorité des canalisations existantes de gaz naturel en acier peuvent être utilisées pour transporter des mélanges de gaz naturel et d’hydrogène. Il est aussi possible, avec certaines modifications, d’utiliser de l’hydrogène pur dans certaines canalisations de gaz existantes. Cela dépend du pourcentage de carbone dans le métal dont est constitué le tuyau. Les pipelines de gaz plus récents comme ceux de la Mer du Nord ont un pourcentage de carbone faible et sont donc adaptés au transport de l’hydrogène. Si l’on augmente la vitesse d’un facteur de 2,8 pour compenser la densité d’énergie volumique 2,8 plus faible de l’hydrogène par rapport au gaz naturel, la même quantité d’énergie peut être déplacée. Le fait est qu’en utilisant des technologies de l’hydrogène performantes comme les piles à combustible, etc… la même quantité d’énergie transportée produira une énergie supérieure pour le consommateur final.

Dans le réseau de distribution de gaz naturel, la pression est faible, environ 4 bar, et l’on utilise donc couramment du tuyau en plastique. Le PVC (Poly Vynil Chloride) et le PEHD (Poly Ethylène Haute Densité) sont trop poreux et non utilisables pour le transport de l’hydrogène. [Princeton, 1997]

Les pipelines de gaz, non seulement utilisables pour le transport, peuvent aussi être utilisés pour stocker de grandes quantités d’hydrogène. En régulant la pression dans les pipelines, on peut utiliser le grand volume qu’offre un pipeline comme stockage dans les périodes de pointe. [Winter, 1998]

Le gaz naturel qui est transporté par pipeline du plateau continental norvégien jusqu’au continent peut contenir 15% d’hydrogène supplémentaire. Cet hydrogène peut être produit en Norvège avec stockage du CO2. Le gaz qui est transporté peut donc être vendu à un prix plus élevé et les taxes sur le carbone du pays récepteur réduites de façon comparable. De cette manière, les revenus de l’hydrogène contribueront à plus de valeur ajoutée pour la société norvégienne. La mélange hydrogène/méthane peut être utilisé de la même façon que le gaz naturel et augmente le pouvoir de combustion grâce à son contenu énergétique plus élevé.

2.5.2 Transport de l’hydrogène liquide

L’hydrogène liquide (LH2) est de l’hydrogène qui a été refroidi à  –253°C. Ce refroidissement nécessite une grande quantité d’énergie, mais pour le transport sur une longue distance ou comme carburant dans certaines applications comme la navigation spatiale ou aérienne, le LH2 a encore des avantages évidents sur les autres carburants.

2.5.3 Transport par route

L’hydrogène peut être livré à l’aide de camions citerne à l’état liquide ou comprimé. Plusieurs entreprises fournissent ce type de camion citerne.

2.5.4 Transport maritime

L’hydrogène peut être transporté sous forme liquide dans des bateaux citerne. Ils ne sont pas trop différents des méthaniers, mis à part le fait qu’une isolation renforcée est nécessaire pour maintenir l’hydrogène refroidi sur de longes distances. Le WE-NET japonais et l’Euro Québec Germano-Canadien ont publié des rapports sur l’utilisation de tels réservoirs. L’hydrogène qui s’évapore peut être utilisé comme carburant à bord.

En 1990, l’Institut Allemand de Recherche sur les Matériaux a déclaré que l’on pouvait donner la même note de sécurité au LH2 que celle du GPL ou du GNV et le transport du LH2 dans les ports allemands a été autorisé.

2.5.5 Transport aérien

Il existe plusieurs avantages au transport aérien plutôt que maritime du LH2. Le LH2 est léger et le délai de livraison est beaucoup plus court, l’évaporation n’est donc pas un gros problème. Des études sur ce sujet ont été entreprises par CDS Research Ltd au Canada avec le soutien du programme WE-NET.