Nucléaire & production d’H2?

Hello,

Suite au sujet d’Helene concernant les 4ème générations de nucléaires :
https://forum.theshifters.org/t/et-pendant-ce-temps-du-cote-de-voldemor-quest-ce-quil-se-passe/

J’ai découvert que Terrestrial Power était plutôt bien avancé dans le développement de leurs réacteurs à sel fondus modulaires (ISMR) :
« Using an innovative design, and proven and demonstrated molten salt reactor technology, Terrestrial Energy is engaged with regulators and industrial partners to complete IMSR® engineering and to commission first IMSR® power plants in the late 2020s. »

J’ai également lu que ce type de réacteurs pouvait être utilisé pour créer de l’hydrogène en utilisant le procédé Hybrid Sulfur (HyS) Hydrogen Generation :

https://www.ammoniaenergy.org/paper/terrestrial-energy-national-lab-southern-company-partnership-overview-using-integral-molten-salt-reactor-technology-with-hys-acid-for-hydrogen-production/

Un des avantage du nucléaire pour la production d’H2 est mentionné dans l’article ci-dessous : le coût de fonctionnement est quasiment indépendants de la puissance de fonctionnement, donc plutôt que de faire du suivi de charge avec les centrales nucléaires, il serait peut-être possible de fonctionner toujours à puissance optimale et de réaliser le suivi de charge avec la production d’H2 ?

Je n’ai pas encore eu le temps de creuser le sujet Hybrid Sulfur (HyS) Hydrogen Generation mais cela permettrait probablement d’améliorer le rendement de la production d’H2 ?

Avec une solution de ce type, peut-être serait-il même possible d’utiliser l’H2 pour fabriquer de l’ammoniac : transportable plus facilement, il semblerait que ce soit étudié comme un carburant alternatif pour le maritime :

Enfin, une autre solution pourrait être la methanation : combinaison H2 et CO2 pour fabriquer du méthane :

Bien que diminuant le rendement énergétique, ces deux dernières solutions auraient l’avantage de simplifier le transport d’H2 et ce serait en tout cas plus intéressant de réaliser ces carburants à partir de nucléaire que d’énergie renouvelables intermittentes.

@Norway : une idée de l’EROI de l’hydrogène produit à partir d’Hybrid Sulfur Hydrogen Generation ?

PS: Sous entendu que l’H2 ou les carburants générés seraient utilisés uniquement pour des applications qui n’ont pas d’autres solutions de decarbonation facilement mise en œuvre comme l’industrie lourde et les transports longue distance et non pas dans un scénario de croissance verte où l’H2 est utilisé pour les véhicules particuliers comme discuté ici :

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Tu peux faire du CH4 aussi à partir nucléaire 4ème gen.
Tu peux aussi faire des moteurs (cf marine, aviation). Cf conférence donnée cette après-midi à l’IEA.
Tu éléctrifie ce qui peut l’être et tu switches sur CH4 à partir capture carbone en sortie usine (il faudra du coup en garder… :wink: parce -que les hauts fourneaux peuvent complètement être alimenté par une mini-centrale ISMR.

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Commercialisation par la Chine prévue en 2026.
USA : (terrestrial) : 2027 ou 2028 (ils essayent de suivre la guerre commerciale)
Russie : idem
EUROPE… on brule du bois et de l’herbe, c’est trop classe.

Je suis pas contre les agro-carburants, c’est juste que vu leur EROI de … merde, ils faut les réserver à l’agriculture.

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Aucune idée.
Il faudrait le EROI de la production primaire d’abord.
En première approche, je dirais (à vue de nez) ~80% du EROI primaire (hors transport et usage)
Il doit y avoir une perte sur la température en sortie possiblement récupérable.

En y réfléchissant par la suite… D’où vient le CO2 par exemple ou faut-il un catalyseur…comme j’ai survolé la technologie => Je ne sais pas, sorry

Par contre, j’avais en tête deux étapes pour la production d’H2 sur base de techno nucléaire

  • un prétraitement à 300 - 400°
  • une production à 800 - 1000°

Idem Hélène => CH4 à choisir.

image

On parle bien de la réaction de Sabatier dans l’émission de Hanouna ?

Dans ce cas là, voilà les réactions et températures :

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J’ai parcouru brièvement et je comprends mieux de quoi il retourne :

  • jouer avec des produits soufrés dont de l’acide sulfurique à 600-900°C ne me semblent pas être l’idée du siècle quand même (surtout à proximité d’une centrale nucléaire) mais bon …
  • avec cogénération, le rendement sera très bon (au même titre que pour les autres technologies de production de l’hydrogène)

Cependant, la cogénération sur un site qui a déjà des difficultés à se départir de sa chaleur excédentaire (#tour_de_refroidissement), j’ai un léger doute.

conclusion : rien de neuf sous le soleil sans vouloir être corrosif :wink:. J’aime bien le coté puissance constante de la centrale par contre.

sous-conclusion : faire de l’hydrogène avec une source primaire avec un TRE >40 est une idée valable mais à comparer aux alternatives et aux ordres de grandeurs en jeu.

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Ça me semble être une bonne idée aussi de faire du H2 avec le surplus de production des centrales nucléaires et éoliennes (on se passerait bien de ces dernières mais vu qu’il y en aura de toute façon… autant pas gaspiller)
Par contre rajouter une étape pour faire du CH4 ou NH3 me semble très risqué s’il ya des fuites (et il y en aura) car le NH3 se transforme en N2O qui est ultra violent pour le climat. Le CH4 pas génial non plus.
Malgré les difficultés de stockage et la quantité de platine nécessaire pour brûler le H2 ça me semble être le meilleur compromis. en plus le H2 peut servir en sidérurgie.

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surtout que faire fonctionner une centrale nucléaire à puissance réduite n’est pas tout-à fait anodin vis-à-vis de la durée de vie du combustible et du manque à gagner potentiel de l’électricité qui n’est pas produite et donc pas vendue.

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Un article très intéressant qui évoque les futures utilisations de l’énergie nucléaire :

Les prochaines générations de réacteurs (Small Modular Reactors et Molten Salt Reactors comme ceux développés par exemple par Terrapower ou encore Terrestrial Energy) seront de petits réacteurs produisants peu de déchets, disposants de systèmes de sécurité passive et pourront être construits beaucoup plus rapidement que les EPR actuels.

En plus de la production d’électricité, lorsque ils pourront profiter des pics de production des énergies renouvelables intermittentes pour des nouvelles utilisations : production d’hydrogène, d’ammoniac ou d’autres carburants synthétiques, ou utilisation de la chaleur pour des procédés industriels pour la production d’aluminium, acier ou encore ciment.

Et lorsque les sources d’électricité intermittentes produisent peu, ces réacteurs pourront toujours assurer la sécurité du réseau électrique.

En attendant de voir arriver ces types de réacteurs en France, le parc nucléaire français actuel reste tout de même un atout unique pour la production d’hydrogène selon une tribune de Maxence Cordiez :

Quelques infos sur la potentielle production d’hydrogène avec le nucléaire russe :

Rosatom has been developing hydrogen technology and solutions for almost half a century.

OKBM Afrikantov, a large nuclear research and engineering center and a subsidiary of Rosatom, has developed a design for a nuclear power plant with an MGR-T reactor intended to generate electricity and produce hydrogen from different raw materials.

Leipunsky Institute of Physics and Power Engineering, also part of Rosatom, is working on liquid metal electrochemical hydrogen generators. Liquid metal is used here both as heat transfer medium and chemical agent. It works as follows. Water steam is supplied to a lower part of the vessel containing liquid metal and reacts with it. The reaction yields gaseous hydrogen, while oxygen remains dissolved in the melt. Heat-and-mass transfer in the melt intensifies, and hydrogen is easily separated from water, which has not reacted, in a condenser. The project is now in the research and development phase.

Another promising technology involves high-temperature helium reactors (HTHR) operating at 1,000°C. Test stands have been installed, and key components of the technology (reactor, ceramic fuel, energy conversion, equipment and structural materials) have been developed and tested.

As the global focus of attention began shifting towards hydrogen technologies in 2017, Rosatom included hydrogen economy into its corporate research and development strategy. Last autumn, the Russian nuclear corporation initiated a new project to launch a hydrogen-powered train service in the island of Sakhalin. This is a pilot project intended to test the technology and acquire necessary capabilities. The role of Rosatom is to supply fuel cells.

The project is advancing: in June 2020, Russian Institute for Nuclear Power Plant Operation (VNIIAES, a Rosatom company) signed a contract with Rosatom’s electric power division Rosenergoatom to conduct a feasibility study for a nuclear and hydrogen energy competence center to be established at the Kola nuclear power plant. “The purpose of the Competence Center will be validation of technology for the production, storage and transportation of electrolytic hydrogen. We are now at the very beginning of a long journey,” a representative of Rosenergoatom explained. VNIIAES will also develop technical requirements and design specifications for a hydrogen fueling station, a concept design of a cryogenic storage tank for medium and long-distance hydrogen transportation by sea, and a modular hydrogen liquefying unit. In addition, VNIIAES will develop a basis of design for a liquid organic carrier system for the hydrogen storage and transportation by ice-class tankers via Northern Sea Route to Japan.

The Kola NPP has two electrolyzers producing 20.5 and 21.33 cubic meters of hydrogen per hour. With the balance-of-plant needs amounting to 4,500 cu m per annum, it is easy to calculate that the existing capacity is more than enough to produce hydrogen on a commercial scale and sell it to customers. The electrolysis process is more efficient when combines with high-temperature steam. Its thermal energy replaces some of electric energy, thus improving the ratio of electricity consumed to hydrogen obtained. So it is quite likely that the study of VNIIAES will show how the existing technology can be improved.

Quick recap: Rosatom is engaged in the development of proprietary solutions for the hydrogen economy and continues building relevant competencies to win a share in the hydrogen market.

Quelques infos sur NuScale Power (encore une entreprise basée aux US qui planche sur un SMR) et leurs ambitions vis à vis de l’hydrogène :

One 250 MWt NuScale module is capable of producing 2,053 kg/hour of hydrogen, or nearly 50 metric tons per day.

Ils utilisent pour cela le procédé de high-temperature steam electrolysis (HTSE) :

In the analysis, energy from a single NPM in the form of superheated steam and electricity are directly routed to a HTSE system operating at 850°C. Only 2 percent of the electrical output (~1.8 MWe) of the NPM is used to increase the process steam temperature from 300°C at the NPM outlet to 850°C for the electrolyzer. NuScale’s innovative multi-module power plant design means that a NuScale plant could produce reliable clean electricity for the grid while allocating one or more modules to economically produce hydrogen when electricity demand is low.

Plus d’infos sur le HTSE :

https://www.sciencedirect.com/topics/engineering/high-temperature-steam-electrolysis

Compared to the conventional water electrolysis, HTSE employs higher temperature (800–1000°C) to split water by consuming lower electricity (Hino et al., 2004). This process is a reverse reaction of the solid oxide fuel cell (SOFC) technology, which is an electrochemical conversion device that generates electricity directly from redox reactions and characterized by a solid oxide electrolyte for transferring oxygen ions. While in the HTSE process, water is first converted to steam by using nuclear thermal energy rather than electricity, and then dissociated at the cathode to form the hydrogen molecules as well as oxygen ions, which subsequently migrate through the solid oxide electrolyte material, and then form oxygen molecules at the anode surface.

HTSE requires about 35% lower electricity compared with conventional electrolysis at low temperatures. Moreover, the efficiency of electricity generation at this high-temperature level is significantly higher (~ 44%) than standard Rankine-based efficiency of 33%. Thus, HTSE process has overall hydrogen productionefficiencies in excess of 50%, compared with 40% with the water electrolysis that is predicted with reactor outlet temperatures above 850°C, when coupled with high-efficiency power cycles such as Brayton cycle. When compared with low-temperature electrolysis, a major difference is that a high-temperature electrolyzer has been coupled with a heat and power source. Nuclear plants, in particular those of the fourth generation, could provide the electricity and, in the case of high-temperature reactors, also deliver relatively high temperatures and high net power cycle efficiencies.

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NuScale prévoit son premier projet en Europe pour de la cogeneration électricité/hydrogène dans un parc hybride SMR/éolien :

https://shearwaterenergy.co.uk/wylfa-smr-wind-hybrid-power

Le projet prévoit une puissance totale de 3GW et une production de 3 million kg d’hydrogène/an.

La date la plus optimiste serait un fonctionnement en 2027.

(En parallèle aux US, la première centrale SMR de NuScale devrait commencer sa construction en 2023).

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Je bloque un peu sur l’intérêt de combiner les deux quand même…
A part pour faire plaisir à tout le monde ^^

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Dans le même temps, Total et Engie ont lancé un projet de production d’H2 par electrolyse couplé à du PV:

Electrolyseur de 40 MW alimenté par 100 MW de PV pour faire 5 tonnes d’H2 par jour, ce qui correspond uniquement à 10% des besoins du site en hydrogène…
Les deux groupes espèrent apprendre surtout dans le pilotage du PV pour faire de l’hydrogène grâce au projet.

Pareil, dans tout le cas, les SMR semblent la solution la plus adaptée, ajouter cela dans un parc éolien a pour seul intérêt d’améliorer l’acceptabilité du nucléaire à mon avis.

Ensuite, moins facile à juger mais il y a peut-être un optimum économique à associer les deux : plus bas prix de l’électricité comparé à des SMR uniquement pour une disponibilité de l’électricité largement améliorée par rapport à un parc éolien seul.

De plus, cela permet probablement d’optimiser les subventions publiques :thinking: ? Subventions peut-être différentes entre SMR et éolien, ce qui permettrait de cumuler les deux.

Côté technique, cela permet toujours d’utiliser de l’électrolyse haute température ayant un meilleur rendement comparé à un parc éolien seul avec électrolyse classique. Les politiques actuelles semblent rendre indispensable la construction de nouveaux parc éolien, on y échappera pas :confused:, donc autant être pragmatique et faire en sorte de pouvoir stocker le surplus d’énergie avec un rendement « optimisé ».

Bref, dans tout les cas, si cela peut permettre de faire accepter plus facilement le nucléaire aux autorités et à la population, c’est mieux que rien ?