Une centrale injecte de l’hydrogène dans le réseau de gaz naturel

Une centrale power-to-gas (P2G), installée par E.ON à Falkenhagen dans l’est de l’Allemagne, a pour la première fois injecté de l’hydrogène dans le réseau de gaz naturel dans le cadre d’un test de fonctionnement.

Au cours du test, qui a duré trois heures, la centrale a produit 160 mètres cubes d’hydrogène, qui ont été injectés dans le réseau gazier. Cet événement marque la première fois où E.ON parvient à mener à bien toutes les phases du processus, de la réception de l’électricité à l’injection de l’hydrogène.

La centrale P2G reçoit son énergie d’un parc éolien situé à proximité. Cette énergie fait fonctionner le matériel d’électrolyse qui transforme l’eau en hydrogène qui est alors injecté dans le réseau de transport de gaz régional. L’hydrogène s’incorpore au mélange de gaz naturel et peut être utilisé pour générer de l’électricité ou de la chaleur.

L’entrée en service de la centrale P2G est prévue pour fin août. Une fois celle-ci opérationnelle, elle utilisera la surproduction d’électricité issue des énergies renouvelables pour produire environ 360 mètres cubes d’hydrogène par heure. Elle permettra donc l’exploitation d’électricité provenant des énergies renouvelables qui, sinon, ne pourrait pas alimenter le réseau. Les parcs éoliens de la région produisent déjà souvent davantage d’électricité que le réseau local peut contenir.

E.ON a installé la centrale à Falkenhagen, l’emplacement étant idéal. La région connaît une forte production d’énergie éolienne, l’infrastructure énergétique et gazière nécessaire est déjà en place, et E.ON détient un centre de contrôle sur place.

Partagez l'article

 



Articles connexes

Poster un Commentaire

62 Commentaires sur "Une centrale injecte de l’hydrogène dans le réseau de gaz naturel"

Me notifier des
avatar
Trier par:   plus récents | plus anciens | plus de votes
gaga42
Invité

Je serais curieux de connaitre la durée de vie de l’hydrogène injecté dans un réseau conçu pour le méthane, notamment dans les stockages souterrains. L’hydrogène a en effet la facheuse habitude de fuiter beaucoup plus facilement que ses collègues plus lourds dans la moindre microfissure ou porosité.

R w goldstein
Invité
gp
Invité

Cette expérimentation réussie de E-On confirme, si besoin était, que les réseaux (élec, gaz, Internet…) sont à considérer dès à présent comme des outils précieux de la transition énergétique. Faisons en sorte à partir de maintenant qu’ils soient conséidérés et optimisés comme tel et non uniquement comme de “vulgaires” outils de transport et distribution d’énergie façon XXème S. … Vive le futur sobre & intelligent

Samivel51
Invité

Et que font-ils du di-oxygene egalement produit par l’electrolyse?

Lionel_fr
Invité
Un peu de lecture pour ceux qui douteraient encore du futur proche de l’hydrogène : On y parle des constructeurs automobile européens et asiatiques (les américains sont plutôt discrets en europe ) Pour ce qui concerne le stockage , l’automobile a standardisé les réservoirs à 700bar. En fixe , on est plutôt sur 100 à 200 bar soit 330 à 660 kWh par m3 de stockage. On devine bien que l’avance de l’industrie auto sera déterminante pour les solutions fixes d’où la relative frilosité des opérateurs électriques. L’injection dans le réseau gaz naturel est une solution hautement synergistique où on… Lire plus »
Tech
Invité

et y sont où les chantres de l’anti ENR pour cause de varaibilité de la prod? cette solution de stockage fonctionne, et montre que le stockage des ENR peut tout à fait ce faire via des ressources existentes! un réseau de conduites de gaz! même pas besoin de construire des réservoirs! ils existent déjà en attendant plus d’usage de l’H2 dans le transport comme le dit si bien lionel_fr et la production de midi pourra être utilisée à 20 heures, et sans surcharger le réseaux électrique,n’en déplaise aux raleurs!

Yoda
Invité

Un bon projet pour que l’industrie gazière montre à quel point elle est écologique … On ne se moque pas un peu de nous quand on dit : “Elle permettra donc l’exploitation d’électricité provenant des énergies renouvelables qui, sinon, ne pourrait pas alimenter le réseau. Les parcs éoliens de la région produisent déjà souvent davantage d’électricité que le réseau local peut contenir” ?

fredo
Invité

une autre possibilité serait de revendre l’oxygène à une centrale de production électrique au gaz (pour récupérer le CO2 par oxycmbustion), on y revient :

fredo
Invité

une autre possibilité serait de revendre l’oxygène à une centrale de production électrique au gaz (pour récupérer le CO2 par oxycmbustion), on y revient :

soize
Invité

Article intéressant…sauf qu’il manque 2 informations fondamentales! Pour 100 kWh d’électricité éolienne on produit combien de KWh gaz? Le processus de transformation coûte combien? Si on savait cela, on aurait une idée de la possibilité de généraliser ce prototype.

Bob1
Invité
Ce qu’il faut prendre en compte pour le rendement du cycle (electricité —> gaz) c’est que les electrolyseurs produisent de l’hydrogene uniquement lorsqu’il y a surplus d’électricité produite par les éoliennes (donc quand la demande est faible et que le prix de l’electricité est bas). Dans le cas ou on utilise l’hydrogene pour produire de l’électricité, cela se passe lorsqu’il y a une periode de pointe avec une forte demande, donc quand l’électricité est la plus chère (et qui faut redémarrer des systèmes de production de pointe) ! Evidemment on perd du rendement dans la chaine, mais on gagne en… Lire plus »
Sicetaitsimple
Invité
Je rejoins une fois n’est pas coutume Lionel et même Chelya dans son premier commentaire.. On ne peut pas injecter de l’hydrogène dans un réseau de gaz naturel comme ça, car (c’est au moins la norme actuelle), sa proportion doit être inférieure à 5% en volume, soit moins de 2% en energie. On ne peut donc injecter que dans une conduite qui débite, en effectuant un mélange correct au point d’injection et en assurant qu’au maximum le mélange ne dépasse pas 5% en hydrogène, ceci pour permettre à l’ensemble des appareils consommateurs de fonctionner correctement. Ceci pour préserver une combustion… Lire plus »
caverne
Invité

Cette expérience a grande échelle va permettre à certains d’acquérir de l’expérience dans le P2G. Plus tard, en France, ou pourra acheter des compresseurs, des joints, du matériel de détection, de comptage, des analyseurs de gaz, des brûleurs de chaudière, … a des sociétés Allemandes qui auront eut besoin de ces produits pour développer ce projet. A moins qu’à Dunkerke, le micro réseau Hythane en projet ne sauve l’industrie Française d’être spectatrice. Caverne

Sicetaitsimple
Invité

N’éxagérons rien, si le débit est de 360m3/h, ça correspond environ à 1MWh. Et très franchement, ça reste de l’electrolyse, ce n’est quand meêm pas un truc complètement nouveau.

Lionel_fr
Invité
Ce que dit chelya est l’idée sous-jascente du développement des EnR : on produit beaucoup plus que le nécessaire et on écrète la production pour d’autres usages que le réseau électrique. Idem pour le nuke et l’hydro fil de l’eau C’est déjà ce qu’on voit en allemagne quand la production EnR atteint 2/3 de la consommation. D’ici 3 ou 4 ans , les 100% seront dépassés. Cela dit , les problèmes sont loins d’être résolus avec des dizaines de gigawatts à absorber ou à restituer. Reste que l’H2 dans le gaz est un moyen simple et immédiatement exploitable. Je pense… Lire plus »
Sicetaitsimple
Invité
Sur le stockage d’H2 à grande échelle (intersaisonnier), on ne va pas réouvrir le bal,nous nous sommes déjà tout dit. Je parlais de business case ci-dessus. Quoiqu’un peu bestial, le schéma de Chelya est très bien, sauf que par définition si il est mis en oeuvre il élimine les épisodes de prix très bas voire négatifs, car il y a une consommation en face d’une production fatale, bref les opportunités pour les “passagers clandestins” disparaissent. Alors vous pouvez le prendre par tous les bouts, mais de l’éolien terrestre ça vaut entre 80 et 100€/MWh et de l’offshore environ le double,… Lire plus »
Lionel_fr
Invité
Merci 6ct , c’est l’argument qui manquait. La réponse est la numero 3 car l’automobiliste , transporteur payent déjà leur mwh 800 à 1000 euros. J’avais zappé cet aspect important. Et encore , les états peuvent subventionner une moindre dépendance ce qui serait logique vu que le commerce extérieur est une charge pour l’état , sans compter l’impact insupportable des carburants sur l’inflation.. Les autres contributeurs sont le transport aérien , partenariat récent sur la propulsion électrique entre EADS et je ne sais plus qui.. et en général , les consommateurs de fuel. Maintenant sui vous voulez vous faire inviter… Lire plus »
Sicetaitsimple
Invité

un litre d’essence ou de gasoil, c’est environ 10kWh. Donc 100l pour un MWh , donc plutôt aux tarifs actuels environ 150€, pas 800 à 1000. Et dans ces 150€, il y a plus de la moitié de taxes dont les états vont avoir un peu de mal à se séparer…. Vous pensez bein qui si le gap était aussi énorme, la cause serait déjà entendue.

Lionel_fr
Invité

Vous n’avez pas utilisé souvent des groupes électrogènes M 6ct. Pour un groupe “normal” , vous avez à peu près 1 kWh pour un litre. En optimisant l’électronique de puissance (redresseur+onduleur ) vous gagnez un peu : 15 20%.. Donc 80 à 100 centimes par kWh , ça laisse même de la place pour la taxe

Herve
Invité

Moi avec un groupe diesel correctement dimensionné (charge de batteries à puissance constante au nominal du groupe) j’ai environ, 2.3Kwh/litre du fioul. Et c’est un groupe de 2400W assez ancien.(Moteur Farymann mono cylindre, géné Leroy)

Herve
Invité
Avant de “s’amuser” à faire ça à grande echelle, il y a techniquement plus facile et économiquement bien plus rentable: adopter la Bi-Energie dans les installations au gaz / biomasse. Les grosses chaudières de chaufferie de quartier… pourrait être équipée de résistances qui bruleront les Kwh excedentaires avec un rendement bien meilleur. ça n’enlève pas bien entendu le boulet economique de cette solutionu (evoqué par sicetaissimple) mais c’est déja moins pire. Je crois que l’interêt pricipal de ces installations est avant tout de faire réver, ou dumoins de rester dans le rêve en attandant qu’on trouve une vraie solution… si… Lire plus »
climax1891
Invité

Contrairement à la chaleur, le froid se stocke pendant des mois sous terre. Par exemple, au XVIIème siècle, la glacière du château de Chantilly pouvait recevoir 600 tonnes de glace en hiver et les stocker avecune perte de 500 kilos par jour soit 90 tonnes au bout de 6 mois.

Guydegif(91)
Invité
H2 a la facheuse particularité d’avoir des molécules de petites tailles et des membranes, même métalliques sont perméables à l’H2, d’où la technique de ”dorer” ces membranes pour éviter une perméabilité au H2 ! Donc, ce n’est pas anodin et pas si facile de gérer ou véhiculer du H2. Comme évoqué ci-dessus, qd injecté en réseau et en concentartion à 5% volume avec le Méthane (donc 2% en énergie) le mélange est plus facilement gérable et moins cher, car pas l’étape de Méthanation pour convertir H2 en CH4 à prévoir, et intéressant comme source à brûler, y compris dans un… Lire plus »
Lionel_fr
Invité
Avec du CO et de l’h2 on peut même faire des carburants liquides (fischer-tropsh) , la différence avec Sabatier est qu’au lieu du CO (qui ne se trouve pas sous le sabot d’un cheval) on extrait le carbone du CO2 (qui se trouve sous tous les bons chevaux:) On peut même le faire de façon assez sure puisque c’est la réaction de Sabatier qui filtre le CO2 sur la station spatiale intl ! c’est une bonne référence en termes de sécurité , cela dit la machine est assez grosse et pleine de tuyeaux ! Ya une video youtube qui la… Lire plus »
Sicetatsimple
Invité
Que vient faire votre groupe electrogène de chez Casto dans cette histoire? Je vous parle de pouvoir calorifique, l’énergie récupérable sous forme de chaleur quand vous faites brûler un combustible. 1l d’essence ou de gasole, c’est environ 10kWh, il faut donc environ 100l pour 1 MWh, soit au prix actuel à la pompe (pour un combustible automobile) environ 150€. Pour de l’H2, 1 m3 à la pression atmosphérique c’est environ 3kWh. Vous nous le dites d’ailleurs plus haut avec un exemple de stockage d’1m3 à 100 ou 200 bar. Donc pour 1 MWh, c’est environ environ 330Nm3 d’hydrogène. Alors maintenant… Lire plus »
Sicetaitsimple
Invité

je rejoins Hervé ( et je l’ai même très largement précédé sur Enerzine!) pour considérer que l’hybridation electricité/gaz nat ou fuel dans les usages thermiques est beaucoup plus simple et moins couteuse. Ca ne va peut-etre pas rouler les voitures pour répondre à Chalya, mais tout le gaz/fuel qui ne sera pas brulé dans les usages thermiques pourra être utilisé dans les transports. En termes de bilan,c’est pareil. Et puis au risque de faire crier les fans de l’H2, il y a peut-être quand même aussi un créneau pour le véhicule electrique , non?

Sicetaitsimple
Invité

c’est qu’il est excellent dans toutes les disciplines, sauf le calcul de résistance des capacités sous pression…. Alors certes, une bouteille de 50l à 700bar embarquée dans une automobile, c’est certainement faisable. Mais du stockage de masse, c’est une autre paire de manches… Mais bon..

Lionel_fr
Invité
” il y a peut-être quand même aussi un créneau pour le véhicule electrique , non?” non ! ou plutot si car l’hydrogène produit de l’electricité , il n’y a pas de créneau durable pour le lithium seul (même autolib). Par contre les supercapacité oui et le pacs oui Mais la question de l’hydrogène n’est pas à traiter comme une technologie ni à comparer à tel ou tel moyen technique . L’hydrogène est systémique , il affectera l’économie dans son ensemble. Personne ne peut arrèter l’industrie automobile , même pas les pétroliers…. alors un contributeur anonyme sur un forum francophone….… Lire plus »
Sicetaitsimple
Invité

Lionel, je vois que vous retenez les infos données déjà en 2011 sur le fait que stocker de l’hydrogène “à la cave”, ça ne se fait pas comme ça ( réglementation ICPE); Au fait, que sont devenus les projets de stockage”Multi GW” qui étaient je cite” en phase de déploiement aux US et en Allemagne?

Sicetaitsimple
Invité
Mon cher Lionel, vous pouvez toujours le prendre de très haut et nous proposer une “vision”, mais bon, en attendant faut faire bouillir la marmite. Vous et bien d’autres ( y compris en dehors de quelques “contributeurs à un forum francophone”, ca touche beaucoup d’entreprises) êtes quand même complètement éblouis, comme des papillons de nuit, par le phantasme de “l’électricité qu’on vous paye pour la consommer” (les prix faibles voire négatifs), l’expression est de vous, je peux essayer de rechercher si vous voulez. Il faut juste vous oter ça de l’idée, c’est un phénomène temporaire, ça ne peut absolument pas… Lire plus »
Lionel_fr
Invité
Je suis d’accord chelya , ce projet est excellent, il y aurait déjà 9 sites rien qu’en Allemagne qui s’apprètent à faire de l’injection – il faudra des années d’optimisation pour améliorer leur profil financier – peu importe le coût aujourd’hui , l’important est les brevets et les machines outils …. Reste que pour l’instant , je me demande bien qui a suffisemment de tripes pour se lancer tout seul dans la spec d’une norme…. Réponse : Toyota et GM ! @ 6ct : les projets sont là : Pour les USA , il faudrait un wikileaks spécialisé dans l’énergie… Lire plus »
Sicetaitsimple
Invité

Merci pour le lien vers cet article qui ne nous apprend rien, je vous demandais juste des nouvelles des projets Multi GW dont vous nous annonciez qu’ils étaient “en phase de déploiement” (c’était donc parti) en Allemagne et aux US en 2011? So what?

Sicetaitsimple
Invité
De l’exemple du raisonnement débile: A l’échelle géographique adéquate l’éolien est constitué d’une partie garantie est d’une partie variable. Donc tout ce que vous avez à faire c’est installer 10 fois plus de puissance qu’il vous faut pour être tout le temps en surproduction et la gestion de votre réseau vous la faites en produisant des m3 de gaz jusqu’au moment où vous avez suffisamment de consommation pour équilibrer votre production excédentaire. (et si vous faites éolien + solaire, ça vous diminue même votre puissance nécessaire J’adore le “tout ce que vous avez à faire”! Bah oui, super! Chelya, qui… Lire plus »
Sicetaitsimple
Invité
Bah non, pas forcément, ça dépend où,c’est d’ailleurs vous qui nous dites tout le temps que le principal en Allemagne et au Danemark ce sont les taxes. Alors effectivement en Allemagne, rien que l’EEG c’es 53€/MWh… Voue pensez vraiment que , en dehors de payer pour leurs industriels quasi exemptés, ce qui fait déjà débat, le consommateur d’electricité “spécifique” en Allemagne pourrait également contribuer de bon coeur à de l’hydrogène massif au profit des automobilistes? Moi je ne pense pas, ça ne peut que se déplacer. Si hydrogène il y a , il faudra bien que ses utilisateurs le paye… Lire plus »
Lionel_fr
Invité
La limite de compréhension de 6ct semble être qu’on doive dépenser (investir) des sommes importantes pour espérer contrarier le marché des fossiles et les monopoles de l’electricité. Le principe immuable semble s’arrèter à “Changez ce que vous voulez à condition que ça ne coute rien ” Et le résultat de cette politique , c’est qu’on met en avant des synergies, on économise les bouts de chandelle et on se paupérise pendant que le Qatar rachète ce qui a de la valeur dans l’économie occidentale. Rien ne semble plus étranger à nos ministres qu’un changement de paradigme comme l’hydrogène , et… Lire plus »
Sicetaitsimple
Invité
On ne parle bien sûr pas de ce projet, c’est une démo et c’est très bien, même si j’ai un peu de mal à comprendre le saut technologique lié à l’injection d’un fifrelin d’hydrogène issu d’un electrolyseur dans un réseau de gaz naturel…Si vous avez une idée sur le verrou qui a été franchi, je suis preneur. Pour le reste, vous me permetrez de ne pas vraiment relever, l’argent il faut juste le dépenser au bon endroit et au bon moment , et surtout ne pas vivre sur les phantasmes, dont notamment celui lié à l’actualité de ces deux ou… Lire plus »
Lionel_fr
Invité
Si vous faites référence aux prix négatifs de dimanche 16 juin, on s’aperçoit vite que la france n’a pas baissé sa production hydraulique plus bas que 7GW durant la période de prix négatifs. Même les capacités de pompage n’ont pas été utilisées au maximum. On peut imaginer des freins comme les barrages pleins après les fortes pluies ou le bassin de rétention vide mais cela ne fait que rendre le problème encore plus criant. Le prix négatif de l’électricité choque peut être votre logique de pricing planifié mais n’a rien d’étonnant dans un pays luthérien où la “vérité des prix”… Lire plus »
jmdesp
Invité
Les prix spot ne baisse pas que 2-3 fois par an, ce qui arrive seulement 2-3 fois par an, c’est les prix négatif. Mais constamment les renouvelables font nettement baisser les prix, ce qu’on peut déjà constater en corrélant les production avec les prix comme ça a été fait ici : Aussi bien en Allemagne qu’en France, le prix spot moyen pour chaque MWh d’éolien généré est inférieur au prix de base de l’électricité, indiquant une corrélation valable sur toute l’année entre faible prix du courant, et production éolienne. Mais en plus en Allemagne en mars 2013, le prix spot… Lire plus »
Sicetaitsimple
Invité
Pour l’hydraulique et ses 7GW, quand c’est en crue c’est en crue, il vaut mieux produire que déverser quelques heures où jours plus tard. Les 7 GW en question, ça doit faire deux mois qu’on n’est pas descendu en dessous en France. Le pompage pas au maximum, c’est du même tonneau, quand c’est plein c’est plein il il vaut mieux pomper toute la nuit à mi-charge que 4h à pleine charge. Pour le reste, je constate que certains de mes arguments à force percolent ! (notamment sur la difficulté à moduler significativement les tarifs pour les particuliers et plus généralement… Lire plus »
Sicetaitsimple
Invité

Si la fréquence en Allemagne était passée au-dessus de 50,5Hz et avait provoqué des délectages automatiques, ça se saurait. Vous pouvez demander à Lionel, je lui ai tout appris et je pense même l’avoir convaincu à partir d’une histoire de frigo! Su votre lien et le commentaire que vous aviez laissé sur ce lien, vous avez l’explication ci-dessus: de l’hydraulique quasi fatal ( très peu modulable) en pagaille en France mais pas seulement, couplé au fait qu’à partir d’avril les allemands commencent à arréter leur centrales pour en faire la maintenance.

Lionel_fr
Invité
J’ai bien lu tout cela et le blog fourni par jmdesp. Tout cela ne fait que confirmer l’urgence du dépoiment de l’hydrogène. Je m’énerve souvent sur les discussion orientées trading parce que les traders veulent que tout tombe tout cuit dans leur poche. Comme si les emmerdes ne venaient que des autres et en particulier de la R&D. Moi je ne fais quasiment que de la R&D càd que lorsque mon travail arrive chez les traders , c’est fini pour moi et je passe à autre chose. Ce qui me cloue c’est que 6ct n’arrive pas à comprendre l’intéret du… Lire plus »
Sicetaitsimple
Invité

Je ramarque au passage que vous ne me répondez pas sur “j’ai un peu de mal à comprendre le saut technologique lié à l’injection d’un fifrelin d’hydrogène issu d’un electrolyseur dans un réseau de gaz naturel…Si vous avez une idée sur le verrou qui a été franchi, je suis preneur.” Auriez vous également un doute?

Lionel_fr
Invité
Si je vous ai répondu : trop de traders ! on a besoin de R&D. moins les projets seront rentables et plus les traders garderont leurs distances avec leurs calcul excel à deux sous et leur deo nauséabond Si vous voulez des profits immédiats , faites du négoce dans l’agro alimentaire , les projets y coûtent bien moins cher et les industries y sont moins sous pression. Des ruptures technologiques de l’hydrogène dépendent 2 trilliard de dollars par an (deux mille milliard minimum) on a besoin de gens compétents , pas de spéculateurs qui font la gueule toute la journée… Lire plus »
Sicetaitsimple
Invité
Croisement des posts…J’ai posé ma question de 19:54 avant que votre post de 19:41 n’apparaisse. Ce n’est pas un problème de trading, c’est un problème d’économie. Dans le domaine de l’electricité dans une région comme l’Europe, le trading reste de l’optimisation court terme, point barre. Ce qui fait l’économie du système sur le moyen/long terme, ce sont les infrastructures ( production, réseau, stockage), je suis completement d’accord avec vous sur ce point. Remarquons quand même que s’il n’ y avait pas d’infrastructures de transport transfrontallières ni de trading, les allemands seraient déjà dans une sacré m…e pour gérer leur excédents… Lire plus »
Sicetaitsimple
Invité
Si vous me le permettez, je voudrais prendre un exemple, celui de la future interconnexion France-Espagne, environ 1500MW en courant continu qui devrait être mise en service en 2014. Aujourd’hui les liaisons entre France et Espagne sont très limitées ( environ 1000MW), les prix de gros de part et d’autre de la frontière sont parfois très éloignés et le trading n’y peut rien, il y a simplement une limite physique aux échanges qui augmente les différences. Demain on va plus que doubler la capacité d’échange, mécaniquement les écarts de prix vont se réduire en moyenne mais en même temps les… Lire plus »
Lionel_fr
Invité
Oui , la ligne transfrontalière est bonne pour le marché en général car l’éventail des ressources sera augmenté et il sera plus facile d’en trouver une plus avantageuse. La question du réseau n’est pas directement posée , le réseau peut beaucoup de choses et résout des problèmes mais pas tous. Il souffre aussi d’inconvénients endémiques puisque c’est lui qui induit la “fatalité” de l’électricité. Bien sûr qu’un jour le réseau sera impacté par l’hydrogène mais comme on l’a déjà dit ce n’est pas le premier de la liste. Loin s’en faut. Pour recentrer la question sur l’hydrogène, on sait qu’il… Lire plus »
Gazeolsol
Invité
Oui,c’est bien H2 qui va faire le gros ménage dans l’énergie,mais ça s’étalera au niveau mondial(grand déploiment industriel de l’H2) sur environ 80 ans,à partir des environs de 2020(dans environ 7ans) jusqu’à environ 2095-2100. Parceque les infrastructures pour l’H2 (Grosses tuyauteries étanches à l’H2 et en grands et nombreux réseaux,ensembles de réservoirs de stockages de l’H2 de plusieurs genres et types,véhicules à l’H2,etc…)sont autrement plus lourdes matériellement que des réseaux internet,des ordi-portables(ou de bureaux),des smartphones,des tablettes numériques,etc…C’est le calendrier qui est différent entre la transition informatique vécue récement et la transition vers la grande civilisation à l’H2 qui se substitura… Lire plus »
Lionel_fr
Invité
Ce sera beaucoup moins long pour 2 raisons : 1. Il n’y a pas d’urgence à déployer un grand réseau H2 dés lors qu’une région est désservie par des lignes HT. Un réseau local oui, il faut alimenter les clients B2B (stations services, réseau de chaleur) mais le stock H2 produit localement sera convertible en électricité sur le même site. Dans très longtemps peut-être les gens auront-ils de l’H2 à domicile mais à priori le B2B suffit 2. Savez vous combien coûte une plateforme de forage offshore ? un pipeline de 1000km ? N’oubliez pas que la première cible de… Lire plus »
Sicetaitsimple
Invité

Si même seules les stations services doivent produire leur hydrogène sur place, ce qui me parait effectivement une solution ( en tous les cas le ravitaillement par camion n’en est pas une ), il y a de l’avenir pour les réseaux d’électricité!

Sicetaitsimple
Invité
Ci-joint une article “basique” sur l’hydrogène, avec quelques rappels sur les ordres de grandeur de la production ou du transport (on ne parle pas de l’utiisation notamment dans les véhicules, mais de toute le chaine amont). Extrait concernant les stations-service: :A 40 ton truck can deliver 26 tons of gasoline to a conventional gasoline filling station. One daily delivery is sufficient for busy station. A 40 ton truck carrying compressed hydrogen can deliver only 400 kilograms. That is because of the weight of the tank capable of holding 200 atmospheres of pressure. An empty truck will weigh almost as much… Lire plus »
wpDiscuz