Étude de la filière de valorisation des boues par la méthanisation

Contexte

Notre groupe réalise une étude complète sur le redimensionnement de la STEP de Saint-Louis du Gol et le développement des filières de valorisation des boues produites lors du traitement des eaux usées. Le but de ce trinôme est de développer une des filières de valorisation des boues : la méthanisation.​

Objectifs et méthodologie

Objectifs​​

  1. ​​Dimensionnement du procédé de digestion. Quelle technologie ? Quelle dimension ?​ Quels paramètres à contrôler lors de la digestion ?​
     
  2. ​​​Étude des filières de valorisation. Quelle valorisation du biogaz, du digestat ? Quelle technologie ? Quelle dimension ? 
     
  3. Optimisation de l’étape de digestion anaérobie. Quel substrat en entrée ?  Quel digestat en sortie ? Quelle production de méthane ?
     
  4. Étude économique et réglementaire. Quel emplacement ? Quelle réglementation sur le biogaz, le substrat, le digestat ? Quels résultats économiques selon le mode de valorisation ?​​​​​​​

​​

​​Méthodologie

  • ​​​Étude macroscopique de la méthanisation​
     
    • ​​Choix des procédés de digestion et dimensionnement
       
    • Choix des procédés de valorisation et dimensionnement
  • ​​Étude microscopique de la digestion
     
    • Étude bibliographique
       
    • Identifier et choisir les paramètres du modèle
       
    • Identifier les populations de micro-organismes et leurs rôles
       
    • Modéliser les réactions biochimiques
       
    • Déterminer les conditions opératoires et la composition du substrat optimale
       
    • Appliquer les conclusions de la modélisation au dimensionnement du digesteur​​
       
  • Étude économique et réglementaire
     
    • Analyse économique des procédés (tarifs de rachats)
       
    • Analyse réglementaire (ICPE, normes)
       
    • Comparaison des procédés choisis avec la réalité et conclusion

 

Dimensionnement des procédés de digestion anaérobie

1. Choix du procédé de digestion anaérobie

1.1. Caractérisation du substrat

La première étape dans le choix de la digestion anaérobie passe par la définition des caractéristiques de l'effluent à traiter qui va conditionner le choix de la technique. Dans notre cas il s'agit de boues de stations d'épuration. Nous avons donc affaire à un substrat relativement liquide, avec une charge organique importante et produit en continu puisqu'issu directement de la production de boues de la station. 

1.2. Choix du procédé

D'après les caractéristiques précédentes, nous pouvons donc effectuer le choix de la technique. Tout d'abord, nous allons effectuer une méthanisation en voie liquide, compte tenu de la faible siccité des boues à introduire dans le méthaniseur. En effet, la voie liquide est privilégiée lorsque l'on a un substrat avec une siccité inférieure à 10%. Ensuite nous choisissons un procédé en continu en liaison avec la production de boues. 

Enfin, le choix de la biomasse s'est porté sur une biomasse libre car le substrat est riche en matières en suspension. L'utilisation de biomasse fixée aurait été plus problématique. 

Le choix du procédé s'est donc naturellement orienté vers un réacteur infiniment mélangé appelé CSTR (Continuously Stirred Tank Reactor), avec une agitation par recirculation de biogaz. 

Réacteurs CSTR par recirculation de biogaz
​Source : Appels L., Baeyens J., Degrève J., Dewil R., Principles and potential od the anaerobic digestion of waste-activated sludge, 2008

Deux types de méthanisation sont possibles dans les réacteurs CSTR correspondant à deux températures différentes. Il existe la méthanisation de type thermophile à environ 55°C en moyenne qui est considérée comme plus efficace mais également moins stable en liaison avec la possible production de manière importante d'acides gras volatils pouvant inhiber la méthanisation. Cette technique est relativement peu utilisée industriellement. La seconde technique est celle de la méthanisation mésophile avec une température d'environ 35°C qui est la plus utilisée et la plus stable. Nous avons donc opté pour la digestion de type mésophile, permettant de plus une économie d'énergie pour chauffer le digesteur. 

 

1.3. Conditions opératoires

Lors de la mise en service du digesteur, il est nécessaire de contrôler différents paramètres qui conditionnent la méthanisation. Ces paramètres sont le pH, l'alcalinité, les Acides Gras Volatils, la DCO, les nutriments et le débit de biogaz. 

  • Le pH

Le pH est le paramètre principal qui conditionne la méthanisation. Dans la littérature il est en général conseillé de garder un pH autour de la neutralité (entre 6,5 et 8,5). En effet, le pH peut inhiber les bactéries méthanogènes essentielles à la production du biogaz. Ainsi le suivi du pH, qui est fortement lié à la production d'acides gras volatils (AGV), va permettre de réguler le digesteur et éventuellement d'ajuster le pH. 

  • L'alcalinité

​​L'alcalinité est le second paramètre important, très lié au pH puisqu'il constitue la représentation du pouvoir tampon du digesteur, donc sa capacité à maintenir un pH stable. Il est dépendant en majeure partie de la concentration en bicarbonates. Des mesures par titrage à l'acide chlorhydrique souvent automatisées sont généralement utilisées pour définir l'alcalinité. 

  • Les Acides Gras Volatils

​​Les acides gras volatils sont les intermédiaires de la digestion anaérobie qui influencent le plus le processus. Ils sont produits au cours de l'acidogénèse. L'accumulation d'AGV entraine une baisse de pH qui inhibe les bactéries méthanogènes censées les transformer en méthane, la digestion est donc déséquilibrée. La mesure en continu de ces AGV par mesure chromatographie, titrimétrique ou spectrométrique permet de prévenir les dysfonctionnements de ce type. 

  • L'hydrogène

​​L'hydrogène fait partie des paramètres de stabilité les plus importants pour la digestion anaérobie. La mesure de la pression partielle de l'hydrogène peut se faire dans la phase liquide ou dans le biogaz. Il doit être maintenu à faible concentration pour assurer le bon fonctionnement du digesteur. 

  • La DCO

​​Cette mesure est représentative de la matière organique présente dans le digesteur. Lorsque l'on mesure la DCO à l'intérieur et en sortie du digesteur, on peut suivre son taux d'abattement. 

  • Les nutriments

​​Le suivi des nutriments est essentiel pour maintenir une biomasse constante et permettre une croissance des micro-organismes tout au long de la digestion. La composition moyenne en macro-éléments est estimée à partir de mesures et l'on peut avoir un ajustement si besoin. 

  • Débit de biogaz

​​Le suivi du débit de biogaz ainsi que sa composition en méthane notamment, permet d'avoir une idée sur l'état de fonctionnement du réacteur. La mesure peut être faite par CPG ou encore par absorption infra-rouge. 

 

2. Dimensionnement de la filière

2.1. Pré-traitement des boues : épaississement

  • Production de boues

​​La production de boues nous est donnée d'après le redimensionnement de la STEP (DIGAN Laura, SEREMET Juliette) : 3,9 tonnes de MES par jour. En considérant que la fraction dissoute est négligeable on a alors une production de 3,9 tMS/j soit un total de 1457 tMS/an

 

Schéma récapitulatif des traitements des substrats

 

  • Épaississement

​​La première étape préalable au traitement des boues par digestion anaérobie est l'épaississement. En effet, les boues sortent de la station d'épuration avec une siccité très faible, autour de 1%. Or le processus de méthanisation est efficace sur des substrats ayant une siccité autour de 7%. Nous avons donc fait une comparaison des différentes techniques disponibles pour l'épaississement. Elles ont été comparées principalement sur la base de leur consommation électrique de fonctionnement. Le graphique suivant présente les résultats obtenus. 


Comparaison des techniques d'épaississement
Source : AMORCE, Boues de station d'épuration : Techniques de traitement, valorisation et élimination - DT51, 2012

Ainsi d'après la comparaison précédente, il est judicieux d'utiliser une table d'égouttage avec une consommation relativement basse ainsi qu'une efficacité plus stable au niveau du résultat qu'un décanteur. En effet, le décanteur a une plage de variation importante en sortie (2,5 à 5% de siccité) en comparaison à la table d'égouttage donnant en sortie une siccité de 7%. Nous avons donc opté pour cette dernière technologie. Nous obtenons alors les consommations hautes et basses de la table d'égouttage pour un an : 

  • Effluent d'épaississement

Suite à cette technique, nous avons donc un rejet d'effluent qui est renvoyé en entrée de station d'épuration. Le tableau suivant donne les résultats : 

Ce volume obtenu est très négligeable en comparaison au volume reçu par la station d'épuration (cf Etude de réaménagement de la STEP), néanmoins il est nécessaire de calculer la composition en azote et phosphore principalement, de l'effluent à re-traiter afin de prévenir d'éventuelles conséquences quant à la filière d'épuration des eaux. 

 

 

2.2. Digestion des boues

  • Dimensionnement du digesteur

Les boues maintenant épaissies vont donc être digérées dans un digesteur infiniment mélangé de type CSTR. A partir de la production de boues et de leur siccité, on obtient le volume de boues par an qui nous donne ensuite un débit par jour. En considérant un temps de rétention hydraulique (TRH) de 25 jours (cf Modélisation des processus biochimiques de la méthanisation) on peut ainsi calculer le volume minimal du digesteur. 

$$Volume_{Digesteur}= \frac{P}{siccité} \times TRH$$

Avec P en tMS/jour et TRH en jour. Nous avons considéré une densité de 1 pour la matière. La siccité est celle en sortie d'épaississement c'est-à-dire 7%. Le tableau suivant présente les résultats du dimensionnement, avec la hauteur et le diamètre de la cuve que l'on a considéré cylindrique soit un diamètre et une hauteur identiques utilisant la formule $V = 0,25 \times D_{2} \times H$ .

Ce dimensionnement a été effectué prenant en compte uniquement le volume de boues, une majoration est alors nécessaire pour le volume de biogaz produit. On prend donc un volume de digesteur de 1900m​3 avec un diamètre et une hauteur de 13,4 m. On peut donc faire une seule ligne de méthanisation avec un digesteur unique. 

  • Consommation de chaleur du digesteur

La consommation de chaleur du digesteur afin de chauffer le substrat et le maintenir à une température moyenne de 35°C constitue une demande non négligeable. Il est nécessaire de l'estimer car cette chaleur sera fournie par la valorisation du biogaz (cf : dimensionnement des procédés de valorisation du biogaz). Dans notre cas, il est d'autant plus important puisque les températures moyennes à la Réunion sont plus élevées qu'en France Métropolitaine ce qui modifie la part de valorisation du biogaz destinée au chauffage du digesteur. 

Nous avons considéré que le digesteur était parfaitement mélangé. La baisse de température vient donc à la fois du substrat envoyé dans le digesteur et récupéré en continu à sa sortie, et de la perte de chaleur par conduction sur les parois. La température de ce substrat est fixée à 25°C avec un débit d'entrée et de sortie identique à 58 m3/j (cf 2.3.Post-traitement du digestat). Sur la base d'un bilan thermique on peut alors en déduire la quantité de chaleur à fournir.  

En considérant $T_{i}$ la température à l'intérieur du digesteur (soit de 35°C), $T_{e}$ la température extérieure (25°C), $k$ la conductivité thermique des parois, $e$ l'épaisseur et $S$ la surface des parois, on peut déterminer l'énergie nécessaire pour chauffer. $$Q_{chauffage} = q \times p \times C_{p} \times (T_{e}-T_{i}) + \frac{(T_{e}-T_{i})}{\frac{e}{k}} \times S $$Avec $q$ le débit en sortie et entrée en m3/j, $p$ la masse volumique en kg/m3 qui sera ici équivalente à celle de l'eau et $C_{p}$ la capacité thermique massique à volume constant en J/(K.kg). On obtient un résultat $Q_{chauffage} = 29,75 kW$ si la paroi est isolée (10 cm de laine de verre en plus des 15 cm de béton). Cette valeur sera discutée par la suite. 

  • Consommation électrique pour l'agitation

​​La consommation électrique pour l'agitation peut s'évaluer grâce à des valeurs données par R. Moletta (La méthanisation, 2011). On a ainsi une consommation de 50 à 100 kWh par tonne de MS introduite dans le digesteur pour une agitation par recirculation de biogaz. En prenant les valeurs pour 1 an on obtient donc les résultats suivants : 

Ce résultats seront explicités lors de l'étude du coût d'exploitation ainsi que du fonctionnement.  

 

2.3. Post-traitement du digestat

Une fois la digestion des boues effectuée, on récupère le digestat correspondant aux boues digérées. Ce disgestat va subir une déshydratation avant sa valorisation. 

  • Production de digestat

​​La production de digestat est déterminée à partir du volume de boues en entrée ainsi que du pourcentage de réduction de masse. Ce dernier est donné par la modélisation des processus biochimiques de la méthanisation. Il permet donc d'obtenir la masse sèche de digestat. Cette réduction étant de 49,5% avec un volume considéré comme constant on peut ainsi en déduire que la siccité est divisée par deux soit de 3,5%. 

   

 

  • Déshydratation du digestat

Etant donné l'état relativement liquide du digestat, un traitement de déshydratation est nécessaire afin de produire un digestat potentiellement compostable. L'objectif est donc de passer d'un digestat avec une siccité de 3,5% à une siccité de 25%. Il est donc indispensable de choisir une technique particulière, qui se fera sur des critères de consommation électrique. Le graphique suivant présente les consommations des principales techniques envisagées. 


Comparaison des techniques de déshydratation 
Source : Chopy X., Bachmann N., La digestion des boues d'épuration : situation et potentiel d'optimisation, 2012, EREP SA. 

 

D'après les données précédentes, la technique idéale serait donc la presse à vis qui, sur la période d'un an, ne consommerait que 6384 kWh. Le but est maintenant de savoir si la quantité de digestat à déshydrater correspond aux préconisations des fournisseurs. Le tableau suivant répond à la condition précédemment évoquée. 


Comparaison flux de digestat et valeurs acceptables
Source : EMO, 2014, URL : http://www.emo-france.com/produits/deshydratation/presse-vis/​

 

L'utilisation de la presse à vis est donc adaptée dans notre cas. De plus, le compostage est réfléchi pour deux scénarios l'un avec du digestat et le second avec des boues déshydratées uniquement (cf Etude de la filière de compostage pour la valorisation des boues et du digestat). Dans le second cas, la presse est aussi une bonne technique de déshydratation. 

  • Effluent de déshydratation

​​Suite à cette déshydratation nous passons donc d'un digestat à 3,5% de siccité à un digestat à 25%. Ce qui nous donne le volume d'effluent rejeté que l'on va renvoyer en tête de station d'épuration. Le tableau suivant donne ces résultats. 

2.4. Stockage des boues et digestat

Il est nécessaire de prévoir des silos de stockage dans notre filière. Notamment deux silos de stockage pour les boues de la station d'épuration, avant  et après leur passage sur la table d'égouttage ainsi qu'un silo de stockage du digestat avant son compostage. 

Le premier silo est défini par le volume de boues avec une siccité de 0,7%, ce qui nous donne un volume de 2851 m3 de boues à stocker pour 5 jours en considérant une densité de 1 pour les boues. Soit un silo avec une hauteur de 6m ainsi qu'un diamètre de 24,6m. 

Le second silo est également basé sur le volume de boues, épaissies à 7% de siccité, qui est de 285 m3 à stocker pour 5 jours, autrement dit un silo de 5m de hauteur pour un diamètre de 8,6m. 

Enfin le dernier silo est calculé pour un volume de digestat après déshydratation à stocker pour 2 jours étant donné que l'on peut le composter presque tous les jours. On doit donc stocker un volume de 16m3 soit un silo de 3m de hauteur pour un diamètre de 2,6m. 

 

2.5. Bilan global de l'azote et du phosphore dans le digestat et les effluents aqueux 

Tableau récapitulatif des concentrations en N et P dans le digestat et les effluents aqueux de pré et post-traitement

Nous effectuons un bilan global sur l'ensemble du procédé de l'azote et du phosphore. Nous obtenons ainsi les quantités de ces éléments qui se trouvent dans les effluents aqueux envoyés en tête de STEP et dans le digestat envoyé à la plateforme de compostage (voir Fig. ci-dessus).

Les concentrations en N et P dans les boues d'épuration sont fournies par la modélisation du binôme travaillant sur les traitements d'épuration des eaux usées. Nous utilisons également quatre autres paramètres : les taux d'azote organique, d'azote ammoniacal et de phosphore total passant en solution (respectivement 5 %, 95 % et 50 %) ainsi que le taux de conversion de Norg en NNH4 lors de la digestion (20 %). 

$$[X]_{effluent,sortie}= \frac{[X]_{substrat,entree} \times V_{substrat,entree} \times \%_{X,liquide}}{V_{effluent,sortie}} $$

$$ [X]_{substrat,sortie} = \frac{[X]_{substrat,entree} \times V_{substrat,entree}-[X]_{effluent,sortie} \times V_{effluent,sortie}}{V_{substrat,sortie}}$$

Les quantités de N et P renvoyées vers les bassins à boues activées influencent la quantité de boues produite par la STEP et les concentrations en N et P dans les boues. Or ces variables influencent à leur tour les concentrations en N et P dans les effluents. Nous avons effectué cinq itérations afin de converger vers la solution.

Bibliographie

R. Moletta, La méthanisation, 2e édition, 2011, Edition TEC&DOC, Lavoisier, Paris.

M. Barret, Cours sur la méthanisation, 2014-2015, INP-ENSAT, Toulouse. 

R. Moletta, Méthanisation de la biomasse, 2008, Techniques de l'ingénieur

Methaneva, La méthanisation, 2015. URL : http://www.methaneva.eu/la-methanisation-3.html#pro

SOLAGRO, La méthanisation - Portail Biogaz, 2004. URL : http://www.lebiogaz.info/site/029.html

AMORCE, Boues de station d'épuration : Techniques de traitement, valorisation et élimination, 2012. 

X. Chopy, N. Bachmann, La digestion des boues d'épuration : situation et potentiel d'optimisation, 2012, EREP SA. 

EMO, Presse à vis, 2014. URL : http://www.emo-france.com/wp-content/uploads/2014/01/DP_26-Presse-%C3%A0-vis_a_fr.pdf​

Agence de l'eau Rhône Méditerranée Corse, Méthanisation des boues de stations : Règle de l'art et état des lieux sur les bassins Rhône-Méditerranée et Corse, 2012. 

Modélisation des processus biochimiques de la méthanisation

1. Les réactions biochimiques de la méthanisation

La méthanisation est un processus biologique présent naturellement dans les écosystèmes (marais, prairies humides, bovins). Il s'agit d'une dégradation anaérobie de la matière organique produisant principalement du méthane et du dioxyde de carbone. La matière organique complexe est, dans un premier temps, dégradée en molécules simples qui sont ensuite minéralisées en méthane et en dioxyde de carbone. Ce processus se déroule en quatre étapes : hydrolyse, acidogénèse, acétogénèse et méthanogénèse (Voir Fig. ci-dessous)

Schéma global des réactions biochimiques de la méthanisation
(Maialen Barret, 2014-2015)

  • L'hydrolyse​

​Au cours de cette réaction, la matière organique complexe est désintégrée en polysaccharides, protéines, lipides et acides nucléïques. Ces molécules sont à leur tour hydrolysées en molécules plus petites, produisant ainsi des monosaccharides, des acides aminés, des acides gras et des bases azotées. Ces réactions peuvent être des processus chimiques, mais elles peuvent également être des processus biologiques extracellulaires catalysés par des enzymes excrétées dans le milieu par des microorganismes​.

  • L'acidogénèse​

​Les monomères sont ensuite métabolisés par les microorganismes. Ils sont oxydés en acides organiques (ex. lactates), en alcool (éthanol) ou en acides gras volatiles (propionate, butyrate et valérate). Du dioxyde de carbone et du dihydrogène sont produits en petites quantités au cours de certaines de ces réactions.

  • L'acétogénèse

Les molécules produites lors de la réaction d'acidogénèse sont alors oxydées en acide acétique. Il existe deux types de bactéries réalisant cette étape : les bactéries acétogènes syntrophes, produisant du dihydrogène lors de la réaction de formation de l'acétate, et les bactéries homoacétogènes, produisant uniquement de l'acétate à partir des acides organiques ou du dioxyde de carbone et du dihydrogène.

L'acidogénèse et l'acétogénèse présentent un optimum de vitesse de réaction pour des valeur de pH allant de 5,2 à 6,2.

  • La méthanogénèse

Lors de cette dernière réaction, le méthane est produit par des archées méthanogènes. Il existe deux voies de production du méthane : la minéralisation de l'acétate en méthane et dioxyde de carbone, et la transformation du dioxyde de carbone et du dihydrogène en méthane et en eau.

La méthanogénèse présente un optimum de vitesse de réaction pour des valeur de pH allant de 6,5 à 7,6.

2. Modélisation des processus biochimiques

L'objectif de la modélisation des processus biochimiques est d'améliorer la précision du dimensionnement du digesteur. Nous allons pour cela nous inspirer du modèle ADM1 (Anaerobic Digestion Model No.1) développé par l'IWA (International Water Association) en 2002. Ce modèle a été créé afin de favoriser le développement de la méthanisation des boues de station d'épuration.

2.1 Principe du modèle

Le modèle présente vingt-trois variables d'état correspondant à l'ensemble des molécules et des populations microbiennes mises en jeu (Voir Tab. ci-dessous)

Tableau récapitulatif des variables d'état du modèle

Nous avons représenté les processus biochimiques par dix-neuf réactions : 

  • quatre réactions chimiques de premier ordre pour la désintégration de la matière organique complexe et l'hydrolyse des polysaccharides, protéines et lipides. Par exemple :

$$ v_{hyd,ch}=k_{hyd,ch}.X_{ch}$$

  • huit réactions biochimiques correspondant aux étapes d'acidogénèse, d'acétogénèse et de méthanogénèse. La cinétique de ces réactions est de type Monod et modélise à la fois la transformation des molécules et la croissance microbienne grâce au paramètre de rendement des microrganismes . Par exemple :

$$ v_{su}=k_{m,su}.\frac{S_{su}}{K_{S,su}+S_{su}}.X_{su}​$$

  •  sept réactions de premier ordre de décroissance des populations microbiennes. Par exemple :

$$ v_{dec,Xsu}=k_{dec,Xsu}.X_{su}$$

Nous avons ensuite modélisé ce processus dynamique par un système d'équations différentielles d'ordre 1 en faisant les bilans de réaction pour chaque variable d'état sur un intervalle de temps $dt$. Par exemple :

$$\frac{dS_{aa}}{dt}=k_{hyd,pr}.X_{pr}-k_{m,aa}.\frac{S_{aa}}{K_{S,aa}+S_{aa}}.X_{aa}$$

La résolution de ce système d'équation différentielle a été effectuée sur le logiciel R avec la fonction desolve​.

2.2 Résultats de la simulation

Lors du dimensionnement du digesteur, nous avons choisi un unique réacteur, parfaitement mélangé et alimenté en continu. La méthanisation est faite en phase mésophile (35°C). Le substrat est constitué des boues de la station de traitement des eaux usées (boues primaires et secondaires) dont la siccité atteint 7 % MS après le pré-traitement et dont 80 % de la masse est constituée de matière organique (soit 56 kgMO.m-3). Le temps de séjour hydraulique choisi est de 25 jours. Nous allons maintenant déterminer par simulation la production de méthane et l'évolution du substrat.

La simulation est réalisée avec des valeurs des paramètres cinétiques et stoechiométriques données par l'IWA pour une méthanisation mésophile (35°C) en voie humide (< 10 % MS). On néglige l'effet du pH sur cette simulation et on considère le réacteur comme parfaitement mélangé.

Résultat de la simulation pour un substrat de siccité 7 %MS

Pour une siccité du substrat de 7 % MS, on obtient une production de méthane au bout de 25 jours de 276,13 Nm3.tMS-1La réduction de la siccité du substrat est de 50,5 %MS au cours du procédé après 25 jours (Voir Fig. ci-dessus).

Au début de la digestion, la production de méthane est lente car peu de substrat est déjà hydrolysé (0-3 jour). La production est maximale lorsque les produits de l'acétogénèse sont présents en grande quantité (4-10 jour). La production diminue ensuite car il ne reste progressivement plus que de la matière organique inerte dans les phases particulaires et solubles.

Bibliographie

​D.J. Bastone, J. Keller, I. Angelidaki, S.V. Kalyuzhnyi, A. Rozzi, W.T.M. Sanders, H. Siegrist et V.A. Vavilin, Anaerobic Digestion Model No.1 (ADM1), 2002, Scientific and Technical Report No.13, IWA Publishing

R. Moletta, La méthanisation, 2e édition, 2011, Édition TEC&DOC, Lavoisier, Paris

M. Barret, Cours sur la méthanisation, 2014-2015, INPT-ENSAT, Toulouse

L. Appels, J. Baeyens, J. Degrève et R. Dewil​​, Principles and potential of the anaerobic digestion of waste-activated sludge​, 2008, Progress in Energy and Combustion Science​, Vol.34, pp.755-781

F. Blumensaata, et J. Kellerb, Modelling of two-stage anaerobic digestion using the IWA Anaerobic Digestion Model No. 1 (ADM1), 2004, Water Research, Vol.39, pp.171-183

Dimensionnement des procédés de valorisation du biogaz

Épuration du biogaz en sortie du digesteur

La forte teneur en méthane du biogaz en fait une source d'énergie très intéressante. En effet, il existe plusieurs techniques pour produire de l'énergie à partir du biogaz. Nous étudierons ici deux valorisations possibles : la production d'électricité et de chaleur (cogénération) d'une part et la production de biométhane pour alimenter un réseau de transport d'autre part.

Lorsque le biogaz produit à partir de boues de station d'épuration sort du méthaniseur, il est composé de deux gaz principaux : le méthane (60 % - 70 %) et le dioxyde de carbone (30 % - 40 %). A ces gaz s'ajoutent de petites quantités d'eau, d'hydrogène sulfuré, d'azote, d'oxygène et de composés organiques (Vienna University of Technology, 2012). Pour pouvoir valoriser le biogaz, il faut éliminer l'eau, les composés organiques volatils (COV) et l'hydrogène sulfuré (H2S) car ces gaz sont responsables de la dégradation des canalisations et des moteurs. Cette étape est appelée épuration du biogaz (voir Fig. ci-dessous).

 

Schéma récapitulatif des procédés d'épuration et de purification du biogaz choisis pour notre installation

 

1. Élimination de l'hydrogène sulfuré (H2S)

1.1 Principe

Ce composé provient de la dégradation des protéines et d'autres composés soufrés et doit être éliminé pour éviter la corrosion des canalisations et le rejet d'oxyde de soufre dans les fumés. Il existe plusieurs méthodes d'élimination de l'hydrogène sulfuré telles que la désulfuration biologique, l'utilisation de charbon actif ou l'utilisation d'oxydes de fer (Moletta, 2011). Nous utiliserons dans notre unité d'épuration du biogaz le dernier procédé car il est bien adapté au biogaz de station d'épuration (Couturier, 2009).

L'adsorption chimique de H2S sur des éponges ferrugineuses (Fe2O3) est le premier traitement d'épuration du biogaz. Ce traitement se fait ici à température ambiante et à une pression de 7 bars obtenue précédemment lors de la compression du biogaz. Cette compression permet de limiter les volumes de gaz à traiter. L'hydrogène sulfuré précipite avec les oxydes de fer (III) pour former du sulfure de fer (III) solide, qui reste fixé sur le filtre, et de l'eau.

$$Fe_{​​2}O_{3} + 3H_{2}= Fe_{2}S_{3} + 6 H_{2}O $$

La présence d'eau dans le biogaz améliore le procédé en permettant une meilleure solubilisation de H2S à la surface des hydroxydes. De plus, la réaction libère de l'eau. La deshumidification se fait donc après l'extraction de l'hydrogène sulfuré.

Les éponges ferrugineuses sont ensuite régénérées par oxydation au dioxygène avant d'être réutilisées. Plusieurs colonnes sont donc nécessaires au procédé pour un fonctionnement en continu.

$$2Fe_{​​2}S_{3} + 3O_{2}= 2Fe_{2}O_{3} + 6S $$

 

1.2 Dimensionnement

La concentration en H2S du biogaz produit par digestion des boues de STEP peut atteindre des valeurs allant jusqu'à 10 000 mg.m-3 ($C_{H2S,e}$) tandis que la concentration acceptée dans le biométhane est de 5 mg.m-3 ($C_{H2S,s}$) (B. Boulinguiez et al, 2011). Notre débit de biogaz estimé précédemment est de 3 L.s-1 après la compression à 7 bars ($Q_{biogaz}$).

$$F_{H2S} = (C_{H2S,e}-C_{H2S,s}) \times Q_{biogaz}$$

Le flux de H2S à traiter est donc de 30,4 mg.s-1. La durée de cycle d'une colonne est de 63 jours ($T$), la capacité d'adsorption de l'oxyde de fer ($K_{ads}$) est de 0,85 kg.kg-1 et la densité de l'éponge ($d$) est de 190 kg.m-3

$$ V_{lit} = \frac{F_{H2S}}{K_{ads}} \times \frac{d}{T}$$

Le volume de lit calculé est de 1,03 m3. Pour une longueur de colonne de 2 m, le rayon de la colonne est de 0,40 m. 

 

2. Élimination de l'eau​

La présence d'eau dans le biogaz favorise les effets de corrosion des installations par les autres composés. Elle diminue également le Pouvoir Calorifique Inférieur du biogaz lors de la combustion. Enfin, elle diminue l'efficacité du traitement des COV.

L'eau est ici éliminée par condensation en combinant une compression (7 bars) et un refroidissement (proche de 0°C). Ce procédé permet également d'éliminer les traces d'ammoniac présentes dans le biogaz. En effet, grâce à la forte solubilité de NH​3 dans l'eau, ce composé est éliminé dans l'effluent liquide produit lors de l'étape de condensation.

 

3. Élimination des Composés Organiques Volatils

3.1 Principe

​Parmi les COV, on retrouve principalement :

  • des composé halogénés (Cl, F) et organo-soufrés (S). Lors de la combustion du biogaz, ces composés peuvent former des acides corrosifs (HCl, HF, H2SO3, H2SO​4) qui endommagent les pièces du moteur.
  • des siloxanes. Ces composés sont présents dans un très grand nombre de produits antropogéniques (cosmétiques, silicones) et contiennent du silicium. Lors de la combustion, les siloxanes sont oxydés et des dépôts de silice se forment sur les pièces du moteur, diminuant son efficacité et sa longévité.

Les COV sont éliminés par adsorption sur des charbons actifs qui garnissent des colonnes placées en parallèles alternant des cycles d'adsorption/régénération (Thermal Swing Adsorption TSA). La régénération se fait par traitement par la vapeur à haute température (250 °C) qui entraîne les COV et permet la réutilisation de la colonne.

 

3.2 ​Dimensionnement

La concentration en COV du biogaz produit par digestion des boues de STEP peut atteindre des valeurs allant jusqu'à 1 500 mg.m-3 (B. Boulinguiez et al, 2011). Pour déterminer la capacité d'adsorption de la colonne de charbon actif, nous utilisons le modèle d'équilibre fluide/solide de Langmuir (B. Boulinguiez et al, 2010) :

$$ q_{e} = \frac{q_{m}.b.C_{COV,e}}{1+b.C_{COV,e}}$$

$q_{m}$ est la capacité d'adsorption maximale, $q_{e}$ est la capacité d'adsorption à l'équilibre et $b$ est la constante d'équilibre.

Nous utilisons un charbon actif microporeux, avec une densité de 300 kg.m-3, une capacité d'adsorption maximale de 0,1 kg.kg-1 et une constante d'équilibre de 574 m3.kg-1 (B. Boulinguiez et al, 2010). La capacité d'adsorption à l'équilibre est alors de 0,046 kg.kg-1.

Pour un dimensionnement similaire à celui effectué pour la désulfuration, on obtient alors un volume de lit de 1,79 m3 pour 63 jours de fonctionnement et un rayon de colonne de 0,53 m pour une longueur de 2 m.

​Après ces pré-traitements, le biogaz n'est plus est composé que de méthane et de dioxyde de carbone. Il peut être envoyé dans l'unité de valorisation. Nous étudions deux possibilités : l'utilisation du biogaz en cogénération et la purification en biométhane pour l'utilisation dans un réseau de transport.

 

Bibliographie

B. Boulinguiez, P. Le CloirecAdsorption on Activated Carbons of Five Selected Volatile Organic Compounds Present in Biogas: Comparison of Granular and Fiber Cloth Materials​, 2010, Energy Fuels, Vol.24, pp.4756-4765

B. Boulinguiez, P. Le Cloirec, Purification de biogaz - Élimination des COV et des siloxanes, 2011, Techniques de l'ingénieur

S. McKinsey Zicari, Removal of hydrogen sulfide from biogaz using cow-manure compost, 2003, Cornell University

R. Moletta, La méthanisation, 2e édition, 2011, Édition TEC&DOC, Lavoisier, Paris

E. Ryckebosch, M. Drouillon, H. Vervaeren, Techniques for transformation of biogas to biomethane​, 2011, Biomass and Bioenergy, Vol.35, pp.1633-1645

Production d'électricité et de chaleur par cogénération

1. Principe général

Après l'étape préliminaire d’épuration, le biogaz peut être envoyé dans une unité de cogénération. Cette dernière brûle le biogaz pour produire de l’électricité et de la chaleur. Cette valorisation se fait dans un conteneur spécialement dédié (voir figure ci dessous). Pour la cogénération, on peut utiliser soit des moteurs à gaz soit des turbines à gaz. Nous choisirons la première solution car les moteurs à gaz ont de meilleurs rendements électriques pour des biogaz riches en méthane comme c'est le cas ici (Couturier, 2009). Ils présentent également des coûts d'investissements plus faibles (Lejeune 2008).

Schéma de la station de valorisation du biogaz
(Lejeune, 2008)

L’unité de cogénération se compose d’un moteur à gaz, d’un alternateur et de circuits de récupération de la chaleur. Le gaz est brûlé dans le moteur puis l’énergie mécanique du moteur est transformée en électricité par l’alternateur. L’énergie thermique produite par le moteur sur les circuits d’échappement, d’eau de refroidissement et d’huile de lubrification sont récupérables pour une utilisation thermique ou industrielle (voir figure ci-dessous).

Circuits de récupération de la chaleur du moteur à gaz
(Haushalter, 2007)

 

2. Dimensionnement

Pour le dimensionnement de l'unité de valorisation du biogaz nous utilisons les données trouvées dans la partie "dimensionnement des procédés de digestion anaérobie" :

  • Calcul de l’énergie pouvant être produite par le biogaz en un an

Elle se calcule à partir du PCI du méthane. Il est de 9,94 kWh/m3 dans des conditions normales de température et de pression (Couturier, Berger, & Héraul, 2001).

$$E_{tot} = PCI_{CH4} \times V_{CH4} = 9,94 \times 437  058 = 4  344  357  kWh$$

  • Calcul de l’énergie valorisable produite en un an

On admet 5% de pertes d’énergie afin d’être sûr que le moteur soit plutôt sur-alimenté que sous-alimenté (solagro 2001). L’énergie valorisable par le moteur est donc la suivante :

$$E_{valo} = 0,95 \times E_{tot} = 0,95 \times 4  344  357 = 4  127  139  kWh$$

  • Calcul de l’énergie fournie par le biogaz en une heure et choix du moteur

$$E_{t=1h} = \frac{E_{valo}}{(365 \times 24)} = 471  kWh/h = 471  kW$$

Un moteur est conçu pour fonctionner entre 50% et 100% de sa charge nominale, avec un rendement optimal autour de 75%. On recherche donc un moteur d’une puissance d'environ 628 kW pour être proche de cet optimum (Lukaszczyk, 2013).

Le constructeur EneriaCat propose toute une gamme de moteur. Nous proposons de choisir le modèle MG-250 dont la puissance est de 657 kW. Nous aurons ainsi une charge de 72%. Le constructeur indique pour ce moteur un rendement thermique de 45.5 %, un rendement électrique de 38,5 % et un taux de pertes de 16 % (rendement total de la cogénération : 84 %). De cela découle la puissance électrique : 253 kWe et la puissance thermique : 299 kW (EneriaCat, 2015).

Moteur cogénération MG-250
(EneriaCat, 2015)

  • Calcul de la production annuelle

Nous pouvons donc calculer la production annuelle d’électricité et de chaleur.

$$E_{el} = E_{valo} \times 0,385 = 1 588 948  kWh_{el}$$

$$E_{th} = E_{valo} \times 0,455 = 1  877  848  kWh_{th}$$

En conclusion, pour valoriser le biogaz produit par le digesteur en cogénération, il faut installer un moteur dont les caractéristiques sont les suivantes :

Ce moteur sera installé dans un conteneur. Les conteneurs proposés par le groupe EneriaCat contiennent ainsi le moteur insonorisé, les tableaux de commandes, et les systèmes de refroidissement, de lubrification et de ventilation. On compte environ 15 m² de prise au sol.

  • Calcul de la consommation d’énergie par l’unité de méthanisation

On doit maintenant retirer la consommation pour le chauffage du digesteur et l’autoconsommation de l’unité de méthanisation en électricité. Pour trouver l'électricité qui pourra être vendue et la chaleur qui pourra être utilisée.

La consommation d'électricité pour le brassage du digesteur (environ 100 000 kWhel) et la quantité de chaleur pour le chauffage du digesteur sont données par la partie "dimensionnement des procédés de digestion anaérobie". La quantité de chaleur requise par le digesteur a été estimée dans la partie dimensionnement de la digestion anaérobie à 29,75 kW.

En prenant aussi en compte la consommation électrique de la cogénération, on estime que l'auto-consommation électrique représente 10% de l'énergie produite.

$$E_{el}(vente) = E_{el} \times 0,9 = 1 430 054  kWel$$

$$E_{th}(valorisation) = E_{th} - 274 188 = 1 617 238  kWth$$

Il sur un an nous avons donc 1 430 000 kWel et 1 617 000 kWth à valoriser.

 

3. Valorisation thermique

Il existe diverses utilisations possibles de la chaleur produite par la cogénération (Lejeune, 2008) :

  • Sous forme d’eau chaude : circuit d'eau chaude pour le chauffage des digesteurs ou des bâtiments, réseau de chaleur, traitement des lixiviats (CET).
  • Production de vapeur à partir des gaz d'́échappement pour le traitement des produits à méthaniser ou issus de la méthanisation, utilisation dans un process.
  • Utilisation dans une installation ORC (Organic Rankine Cycle) pour une production complémentaire d'électricité.

Dans notre cas, ni le compost ni la STEP n’ont besoin de chaleur. De plus, la mise en place d’un système de chaleur urbain n’est pas envisageable car la température moyenne à la Réunion et de 25°C avec peu de variation entre l’été et l’hiver. Il n’est donc pas nécessaire de chauffer les maisons.

Nous pouvons envisager deux possibilités de valoriser notre chaleur : la mise en place d’une installation ORC ou la vente à des industriels. Par exemple, l’usine sucrière qui se trouve à côté de la STEP pourrait être intéressée pour nous acheter la chaleur. Ils pourraient alors s’en servir dans leur procédé et économiser de l’énergie qu’ils produisent par ailleurs par la combustion des bagasses. La chaudronnerie Protem, située près de la station d’épuration pourrait aussi être intéressée par notre chaleur.

Le cycle ORC avec une micro turbine est également envisageable et c’est l'hypothèse que nous allons développer. Le principe de la turbine fonctionnant sur le cycle Rankine Organique est de convertir de la chaleur en électricité. Cela se fait grâce à un fluide organique qui a un poids moléculaire important. La chaleur fournie par le cogénérateur chauffe le fluide, cela produit de la vapeur sous pression qui fait tourner une turbine et produit de l’électricité.

La société Enogia a développé récemment une micro-turbine particulièrement adaptée aux petites unités de méthanisation. Ce système permet de récupérer la chaleur pour la transformer en électricité, à partir de 50 kWth. Dans notre cas, nous désirons valoriser 185 kWth, la micro-turbine est donc adaptée à notre situation. La mise en place de ce type de de turbine permet de transformer 5% à 10% de la chaleur en électricité.

Puissance thermique disponible :

$$1 617 238  kWhth/an = 185  kWth$$

Puissance électrique de la turbine :

$$0,07\times185 = 12,9  kWe$$

Electricité produite en 1 an :

$$0,07\times 1 617 238 = 113 207  kWhel$$

Cette production se rajoute à la production de la cogénération. On obtient ainsi une production d’électricité de 1 543 260 kWhél.

 

4. Analyse environnementale

Nous désirons maintenant donner quelques informations sur les impacts environnementaux de notre projet. En utilisant les données fournies par (Couturier C., 2009), nous évaluerons l’énergie et les émissions économisées par la cogénération du biogaz par rapport à la production d’électricité et de chaleur en utilisant du gaz naturel.

  • Énergie économisée

Pour calculer l’énergie finale économisée, on considère que pour produire notre électricité avec des ressources fossiles, on aurait utilisé une chaudière ayant 50% de rendement. A cela, on ajoute 10% d’énergie consommée en plus pour l’extraction, le traitement et le transport du gaz naturel. Ce résultat sera discuté lors de la comparaison avec la valorisation du biométhane.

  • Émissions évités

On considère que la production d’un GJ d’électricité à partir de gaz naturel émet 57 kg de CO2. Avec la cogénération du biogaz, on évite l’émission de 316 677 kg CO2.

Grâce à ce projet qui permet une économie d’émission de CO2, nous contribuons à l’objectif de l’Agence Régionale de l’Energie de la Réunion qui est d’arriver à 0% d’émission de CO2 en 2025. Avec l’économie de ressources fossiles ce projet contribue aussi aux objectifs d’indépendance énergétique de l’île.

 

Bibliographie

ATEE/Club Biogaz. 2015, Tarifs 2011 et contrat d'achat d'électricité issue de biogaz .
Récupéré sur ATEE/Club Biogaz: http://atee.fr/biogaz/tarifs-2011-et-contrat-dachat-d%C3%A9lectricit%C3%A9-issue-de-biogaz

Couturier, C., Berger, S., & Héraul, I., 2001, La digestion anaérobie des boues urbaines. Toulouse: Solagro.

Couturier, C.,2009, Techniques de production d'électricité à partir de biogaz et de gaz de synthèse. Record/Solagro.

 

Chopy, X., & Bachmann, N. 2012, La digestion des boues d’épuration : situation et potentiel d’optimisation. Lausanne: EREP SA.

EneriaCat. 2015, Gamme BIOGAZ-MG.
Récupéré sur EneriaCat: http://www.eneria.fr/wp-content/uploads/2012/09/Gamme-GE-Biogaz-MG_FR_STdC.pdf

Haushalter, J. 2007, Dimensionnement d'une cogénération biomasse. Mulhouse: Wartsilä

Ingremeau, C. 2014, Accopagnement et aides financière aux projets de méthanisation sur le territoire français. ATEE/Club Biogaz

Lejeune, C. 2008, Valorisation électrique et thermique du biogaz de méthanisation. Paris: Formation EFE – Biomasse pour les usages énergétiques

Lukaszczyk, M. 2013, Déterminer la charge d’un moteur électrique est primordial pour l’efficacité énergétique.
Récupéré sur PEI-France: https://www.pei-france.com/article/determiner-la-charge-dun-moteur-electrique-est-primordial-pour-lefficacite-energetique

Molettat, R. 2008, Méthanisation de la biomasse - Méthanisation de la matière organique.

Vienna University of Technology. 2012, Du biogaz au biométhane, revue technique

Production de biométhane par purification du biogaz

L’autre possibilité de valorisation du biogaz est la production de biométhane pour un réseau de transport. On purifie le biogaz pour l'utiliser comme gaz naturel véhicule (GNV).Une troisième valorisation aurait été l’injection du biogaz dans le réseau de gaz naturel mais cela n’est pas possible à la Réunion car il n’y a pas de réseau de ce type.

L’utilisation de biométhane pour alimenter un réseau de transport est une alternative intéressante par rapport aux carburants traditionnels car cela réduit les émissions de CO2 et de particules. De nombreuses collectivités et entreprises se sont déjà équipées d’une flotte de bus qui fonctionne au gaz naturel de ville. La France est ainsi le 4ème pays européen détenteur de véhicules GNV avec 13 000 véhicules (0,04 % de la flotte totale) et avec une croissance importante du secteur (Club Biogaz ATEE, 2014). Cette solution est réalisable dans le sud de la Réunion car la Région a pour projet de développer une flotte de bus qui fonctionneront au biogaz. Elle a en effet financé en 2010 une étude sur les perspectives de développement d’une filière biogaz carburant destiné aux bus (Douard, 2010). Cela constituerait donc un débouché pour notre biogaz.

Nous proposons donc les aménagements suivants (voir figure ci-dessous). Avant le procédé de purification, nous plaçons une étape de stockage du biogaz afin de réguler son flux et afin de pouvoir faire face à un éventuel arrêt de la purification. Nous choisissons un volume de stockage assez grand pour pouvoir contenir le gaz produit en 24h. Nous prenons donc 1 800 m3. Le gaz est ensuite épuré pour enlever l’eau et l’H2S puis purifié afin d’enlever le CO2. Le biométhane est alors compressé, stocké et envoyé dans la station de distribution.

Schéma des procédés de production du biométhane

 

1. Principe de purification du biogaz

Pour ce type de valorisation, le biogaz subir une purification plus poussée que pour la cogénération. En effet, il faut qu’il ait la même composition et les mêmes propriétés que le gaz naturel. Pour arriver à des caractéristiques semblables à celles du gaz naturel, il faut séparer le CO2 du biogaz afin d’obtenir un gaz riche en méthane (86%). Le biométhane sera alors en conformité avec la norme ISO 15403 (Astrade Méthanisation, 2014). Les caractéristiques requises pour la commercialisation de bioGNV sont décrites dans le tableau suivant.

Tableau des caractéristiques du BioGNV selon ISO 15403 (Astrade Méthanisation, 2014)


 

Il existe plusieurs techniques pour éliminer le CO2 du biogaz (Vienna University of Technology, 2012) :

  • Absorption physique : lavage à l’eau ou aux glycols. Cette technique est basée sur la plus forte solubilité du CO2 dans l’eau et dans les solvants organiques par rapport au CH4. Le CO2 est donc emporté par le solvant et il ne reste dans la phase gazeuse que le CH4.
  • Adsorption chimique : lavage aux amines. Le CO2 s’absorbe physiquement dans le liquide de lavage puis réagit avec les amines.
  • Adsorption : par le procédé Pressure Swing Adsorption (PSA). Le CO2 s’adsorbe dans les composants solides de la colonne à haute pression et se désorbe à basse pression.
  • Séparation par membrane : Les matériaux des membranes laissent passer le CO2 et retiennent le CH4.
  • Cryogénie : abaissements successifs de la température jusqu’à la production de CO2 liquide et de bio-méthane liquéfié (technique GTS) ou anti-sublimation du CO2 qui produit du CO2 liquide et du bio-méthane gazeux.

 

2. Comparaison des différents procédés de purification

2.1. Comparaison technique

Tableau des caractéristiques des procédés de purification du biogaz (Astrade Méthanisation, 2014), (Vienna University of Technology, 2012) :

2.2. Comparaison économique

Tableau de comparaison économique des différentes techniques de purification (Astrade Méthanisation, 2014):

Ces valeurs sont données à titre indicatif, les coûts peuvent varier en fonction de la taille de l’installation, de la qualité du biogaz et des prétraitements.

Dans le cas de notre installation, qui se classe parmi les petites installations, la technologie la plus appropriée techniquement et économiquement est celle de la Pressure Swing Adsorption. En effet, seules la PSA et les technologies membranaires peuvent être mises en place sur des petites installations. Du point de vue économique, il semble plus intéressant de choisir le procédé PSA car les coûts d’investissement sont faibles. C’est ce procédé qui est le plus souvent utilisé. Il présente l’avantage de ne pas consommer d’eau ni de produits chimiques.

 

3. Epuration par le procédé Pressure Swing Adsorption

3.1. Présentation du procédé

Le procédé d’épuration du biogaz par pressure swing adsorption ou procédé d’adsorption modulée en pression consiste en l’adsorption du CO2 contenu dans le biogaz par une résine, contrairement au CH4 qui traverse la colonne sans être arrêté. En jouant sur la capacité de la résine à adsorber plus de CO2 à hautes pressions qu’à basses pressions, on peut alterner des phases d’adsorption et de désorption. Le procédé peut être schématisé par un filtre à gaz laissant passer le CH4 et retenant le CO2. Ce procédé nécessite une élimination poussée de l’eau et de l’H2S en prétraitement car ils sont susceptibles de saturer les résines.

Le procédé PSA produit deux gaz :

  • Le bioGNV (forme gazeuse) qui devra être comprimé à 250 bar (Astrade Méthanisation, 2014) et stocké. Il sera ensuite vendu aux bus par l’intermédiaire d’une station de ravitaillement (AILE, 2012).
  • Le gaz de purge (ou offgas), pauvre en CH4 qui peut être soit rejeté dans l’atmosphère si sa teneur en méthane est suffisamment basse ou brûlé dans une chaudière adaptée aux faibles PCI si sa teneur en CH4 est comprise entre 3 et 10% (Astrade Méthanisation, 2014).

On utilise comme matériel des colonnes contenant des résines adsorbantes. Nous avons choisi d’utiliser des zéolithes 13X qui sont caractérisées par un diamètre de pore de 10Å (Hauchhum & Mahanta, 2014). Il aurait aussi été possible d’utiliser un tapis moléculaire de carbone mais les zéolithes obtiennent de meilleurs résultats. L’adsorbant se présente sous la forme de petites billes (voir figure). Une zéolithe est un minéral alumino-silicate hydraté qui a une structure micro-poreuse. La zéolithe que nous utilisons est nommée 13X et possède la formule chimique suivante : Na86[(AlO2)86(SiO2)106]• H2O (Magee, 2006).

Zéolithes (Astrade Méthanisation, 2014)

Ces résines ont une affinité plus grande pour le CO2 que pour le CH4, lorsque le biogaz les traverse, le CO2 est retenu alors que le CH4 reste libre. On obtient donc en sortie de colonne un gaz riche en CH4. La figure ci-dessous montre le retard du CO2 : pour des temps de contact inférieurs à 30 minutes, le CO2 est complètement adsorbé. La courbe de percée du CH4 montre quant à elle un retard beaucoup plus faible. Si on prend un temps de contact de 5 minutes, seul le CO2 sera adsorbé et on pourra récupérer un gaz très pur en CH4 à la sortie de la colonne.

Courbe de percée du CO2 sur zéolithe 13X (Cavenati & al, 2006)

Nous prenons donc un temps de saturation d’une colonne égal à 5 min pour éviter de saturer la résine en CO2. En ce qui concerne le temps de régénération, nous considérons qu’il est égal au temps de saturation : l’isotherme de désorption est le même, en sens inverse, que l’isotherme d’adsorption.

3.2. Dimensionnement des colonnes

Afin de dimensionner notre unité de PSA, nous utilisons les données suivantes. Les conditions opératoires ont été fixées grâce à l’étude bibliographique et les données sur le biogaz sont celles fournies par la partie sur le dimensionnement du digesteur.

  • Calcul du volume de résine nécessaire

Les données sur la zéolithe sont celles fournies par les publications : (Cavenati, Grande, & Alirio, 2004) et (Hauchhum & Mahanta, 2014).

Pour calculer le volume de résine nécessaire, on part du débit par minute et grâce à la densité du CO2, on calcule la masse de CO2 qui passe dans notre colonne pendant une minute.

$$ m_{CO2} = Q \times d_{CO2} = 837,30 g \ de \ CO_{2}$$

On cherche ensuite, en utilisant la masse molaire du CO2, le nombre de mole de CO2 qui traverse la colonne en 1 minute.

$$N_{CO2} = \frac{m_{CO2}}{M_{CO2}} = 19,03 mol$$

La masse de zéolithes nécessaire se trouve avec la capacité d’adsorption de la résine.

$$m_{zeX13} = \frac{N_{CO2}}{c_{zeX13}} = 3,07 kg$$

En utilisant la masse volumique de la résine et la porosité, on détermine le volume nécessaire pour traiter le CO2 du biogaz qui arrive en 1 minute.

$$V_{t=1min} = \frac{m_{zeX13}}{ρ_{zeX13} \times 0,5} = 9,61.10^{-3}  m^{3}$$

Comme nous avons un demi-cycle de 5 minutes, il faut donc calculer quel volume de zéolithes peut traiter le CO2 qui arrive dans la colonne en 5 min.

$$V_{t=5min} = 5\times V_{t=1min} = 0,048  m^{3}$$

Il faut donc un volume de lit de 0,048 m3.

  • Calcul du nombre de colonnes nécessaire et de leur diamètre

Les données sont trouvées dans la publication (Hauchhum & Mahanta, 2014).

On recherche d’abord le volume de biogaz qui passe dans la colonne sous 7 bar en 5 minutes.

$$V_{biogaz} = Q_{biogaz} \times 5 \times \frac{P1}{P2} = 1,28 \times 5 \times \frac{1}{7} = 0,91  m^{3}$$

On trouve ensuite la distance que parcours le gaz en 5 min.

$$ d_{biogaz} = v \times 60 \times 5 = 39 m$$

On a une vitesse du gaz dans la colonne de zéolithes de 39 m en 5 min et un volume à faire passer dedans de 0,91 m3 en 5 min à 7 bar. On calcule donc la section nécessaire.

$$ S = \frac{V_{biogaz}}{d_{biogaz}} = 0,023  m^{2}$$

$$D = \frac{S}{π} \times 2 = 0,173  m$$

En utilisant le volume de résine nécessaire, on trouve la hauteur de la colonne.

$$H = \frac{V_{zeX13}}{D} = 2,05  m$$

Il nous faut donc une colonne de 2 m sur 20 cm de diamètre pour purifier le biogaz pendant un demi-cycle. Il faut aussi prendre en compte la phase de régénération. Si l’on veut que notre procédé fonctionne en continu, il nous faut deux colonnes identiques qui fonctionnent en opposition de phase. Nous devons donc prévoir deux fois plus de colonnes, donc 2 colonnes. Le biogaz est envoyé alternativement dans les deux colonnes grâce à des valves (voir figure).

Exemple d’unité d’épuration par PSA (Ashcraft & Swenton , 2007)

En conclusion, pour purifier le biogaz afin de l'utiliser dans un réseau de transport, nous devons mettre en place des colonnes d'adsorption ayant les caractéristiques suivante :

3.3. Présentation du cycle d'adsorption

Pour le couple de colonnes, le cycle d'adsorption sera le suivant (voir figure ci-dessous):

  • Le biogaz compressé est envoyé dans la première colonne (1)
  • Pendant 5 min, la première colonne piège le CO2 du biogaz. Le gaz qui en sort est riche en méthane (2).
  • Au bout de 5 min, on coupe l’arrivée de biogaz dans la première colonne et on l’envoie dans la 2ème (3).
  • Pendant les 5 minutes suivantes, la baisse de la pression dans la première colonne permet de désorber le CO2. La deuxième colonne piège le CO2 du biogaz (4-5).
  • Au bout de 10 min, on ferme l’arrivée de biogaz de la colonne 2 et on ouvre celle de la colonne 1. On recommence ainsi le cycle (6).

Variations de pression au cours d’un cycle PSA (Grande, 2012)

Pour aller plus loin dans la purification du biométhane, on peut rajouter une étape de recirculation du gaz enrichi en CH4. Le gaz provenant de la première colonne à haute pression passe dans la deuxième colonne qui a alors une pression plus basse, le gaz la traverse et, grâce à une vanne, est renvoyé dans la première colonne à haute pression. Une partie du bio-méthane passe donc deux fois dans une colonne ce qui conduit à la récupération d’un gaz plus pur en biométhane. En ajoutant cette étape au cycle, nous réalisons un cycle dit de Sharstrom (Grande, 2012). On peut visualiser cette étape sur la figure suivante, le trajet du gaz qui est recyclé est représenté en rouge.

Schématisation de l’étape de recirculation du gaz purifié

3.4. Production de biométhane

Durant le processus, les pertes en biométhane sont d’environ 2%. Comme la quantité de CH4 produite par le digesteur en 1 an est de 672 397 m3, nous produirons donc 428 316 m3 de biométhane par an. Si on passe en normo-mêtre cube, cela représente 45 Nm3/h.
 

4. Chaudière gaz de purge

Comme nous l’avons précédemment, la technologie PSA entraîne une perte de méthane de 2%. Cette quantité se retrouve donc dans le gaz de purge. La réglementation nous impose de traiter ce gaz lorsque la concentration en volume est comprise entre 3% et 10%. Nous sommes très légèrement en dessous mais nous étudions quand même la mise en place d’une chaudière bas PCI afin de récupérer de la chaleur pour le digesteur (Astrade Méthanisation, 2014).

Le constructeur VerdeMobil propose l’installation d’une chaudière EFLOX qui permet de récupérer 0,25 kWhth/Nm3 de CH4 produit.

On produit donc :

$$ 45\times 24\times 365 \times 0,25 = 98 550  kWhth $$

Or nous avons besoin de 260 610 kWhth pour chauffer le digesteur. On produit donc 38% de la chaleur nécessaire au chauffage du digesteur.

 

5. Odorisation et compression

Afin de pouvoir commercialiser le biométhane, il faut l’odoriser. Cette règlementation existe pour que les fuites de gaz soient détectées plus facilement et plus rapidement. La norme NF EN ISO 13 734 préconise d’utiliser le tétrahydrothiophène comme odorisant. La concentration de THT dans le biométhane doit être d’environ 25 mg/m3 et doit se trouver dans l'intervalle suivant : 15-40 mg/m3  (GrDF, 2005)

Comme nous l’avons dit précédemment, il faut aussi compresser le biométhane pour qu’il atteigne une pression de 250 bar. Un exemple de compresseur se trouve dans la figure ci-dessous. On prévoit de mettre en sortie de l’étape d’épuration un cuve de 1 000 L afin d’assurer la régularité du flux de gaz (Astrade Méthanisation, 2014).

Compresseur Atlas Corpo, (Astrade Méthanisatio, 2014)

 

6. Stockage et distribution du bioGNV

Le stockage final du bioGNV se fait dans des bouteilles à haute pression disposées dans des casiers contenant 25 bouteilles. Le volume standard de ces bouteilles est de 80 L, soit 20 Nm3 de biométhane à 250 bar.

Si on choisit une capacité de stockage de 3 jours, nous aurons besoin de 5 casiers de 25 bouteilles (voir figure).

Exemple de casier de stockage du BioGNV (Bauer, 2015)

La chaine de remplissage et de vidange des bouteilles doit être contrôlée par un tableau de distribution. Il permet d’assurer le remplissage prioritaire du niveau de stockage possédant la pression la plus élevée jusqu’à y obtenir le remplissage maximal. Le tableau contrôle aussi que le prélèvement du gaz se fasse dans le stockage à la pression la plus basse.

Notons que dans le cas d’une défaillance de la méthanisation ou de l’épuration, il faudra acheter du gaz naturel pour alimenter notre station de remplissage.

Nous implantons aussi sur le site du méthaniseur, une station de distribution de BioGNV (voir figure ci-dessous). Elle se compose d’une borne de distribution et d’un manomètre de contrôle de pression ainsi que d’un comptage par débitmètre classique (Astrade Méthanisation, 2014).

Exemple de station de distribution de BioGNV (Bauer, 2015)

7. Analyse environnemenale et comparaison avec la cogénération

  • Économie d'énergie primaire

Pour calculer l'économie d'énergie primaire, on considère que l'énergie fournie par le biométhane carburant aurait été fournie par du gaz naturel.  On calcule cette énergie en utilisant la masse volumique, la masse molaire et le PCI du CH4. On rajoute aussi 1% qui correspond à l'énergie nécessaire à l'extraction du gaz naturel. L'enchaînement de calculs est décrit dans le tableau suivant.

L'utilisation de bioGNV dans les véhicule permet donc d'économiser 15,9 TJ d'énergie primaire, soit une puissance de 504 kW. Cette énergie correspond à la substitution du biométhane au gaz naturel. Ce résultat est plus élevé que pour la cogénération qui permet une économie d'énergie de 12,2 TJ. Cette économie d'énergie correspond à la consommation annuelle d'électricité de 220 maisons de 150 m2 à chauffage électrique.

  • Economie d'émission de CO2

On calcule notre production de biométhane en kWh et on regarde ce qu'une telle production d'énergie aurait émis si elle avait été produite par du gaz naturel. On utilise pour cela le PCI du CO2 et le résultat de l'ACV qui considère que l'utilisation de gaz naturel comme carburant émet 234 gCO2/kWhPCI. Dans l'ACV, sont prises en compte à la fois les émissions effectives lors de la combustion du gaz et celle engendrées par son extraction.

On voit donc si on utilise du gaz naturel pour produire notre énergie, cela émet 996 000 kg de CO2. Cette émission est considérée comme un ajout de CO2 dans l'atmosphère car le gaz naturel est une ressource fossile qui met des milliers d'années à se renouveler. L'utilisation de biométhane émet autant de CO2 lors de la combustion du gaz que le gaz naturel mais cette émission n'est pas considérée comme un ajout de CO2 car le cycle de renouvellement est beaucoup plus rapide. De plus, on évite l'émission due à l'extraction du gaz naturel.

L'utilisation de bioGNV permet donc d'économiser 996 000 kg de CO2. La valeur est ici aussi plus élevée que par la cogénération qui économise 317 000 kg de CO2. Cette différence peut être imputée au pertes du moteur et de la turbine ORC.

Bibliographie

ADEME/GrDF. (2011). Principes et procédés d'épuration pour la purification du biométhanepour l'injection dans les réseaux de gaz naturel.

AILE. (2012). Produire du biométhane : guide technique.

Ashcraft, B., & Swenton , J. (2007). 99% Oxygène production wuth zeolites and Pressure Swing Adsorption : Design and economy analysis. University of Oklahoma​

Astrade Méthanisation. (2014). Développement de projets biométhane-bioGNV.

Cavenati, S., Grande, C. A., & Rodrigues, A. (2006). Removal of Carbon Dioxide from Natural Gas by Vacuum Pressure Swing Adsorption. Energy and fuels.​

Cavenati, S., Grande, C., & Alirio E., R. (2004). Adsorption Equilibrium of Methane, Carbon Dioxide, and Nitrogen on Zeolite 13X at High Pressures. Journal of Chemical and Engineering Data, Vol. 49,.

Club Biogaz ATEE. (2014). Livre blanc du bioGNV.

Douard, F. (2010, Aout 05). La Réunion : des bus hybrides en attendant le biogaz.
Récupéré sur Bio Energies International: http://www.bioenergie-promotion.fr/5335/la-reunion-des-bus-hybrides-en-attendant-le-biogaz/

Grande, C. (2012). Advances in Pressure Swing Adsorption for Gas Separation. ISRN Chemical Engineering, 13.

GrDF. (2005). Cahier des charges fonctionnel d'une station d'odorisation de biogaz.

Hauchhum, L., & Mahanta, P. (2014). Carbon dioxide adsorption on zeolites and activated carbon by pressure swing adsorption in a fixed bed. Springer.​

Ingremeau, C. (2014). Accopagnement et aides financière aux projets de méthanisation sur le territoire français. ATEE/Club Biogaz.

Magee, M. (2006). Nitrogen Gas Adsorption in Zeolites 13X and 5A.

Removal of Carbon Dioxide from Natural Gas by Vacuum Pressure Swing Adsorption. (2006). Energy and Fuels.

Analyse économique et réglementaire

1. Contexte réglementaire

La méthanisation des boues de station d'épuration fait intervenir deux réglementations : la réglementation de la Loi sur l'eau et la réglementation sur les installations classées pour la protection de l'environnement (ICPE).

1.1. Installations relevant de la réglementation de la Loi sur l'eau

La méthanisation des boues de station d'épuration est un cas à part dans la réglementation. En effet, bien que les installations de méthanisation soient réglementées par les ICPE, les installations traitant des effluents de STEP sont réglementées par la Loi sur l'eau (Article R. 214-1, rubrique 2.1.1.0 sur les rejets de STEP). Notre installation est donc réglementée par le régime d'autorisation au titre de la Loi sur l'eau.

Les demandes d'autorisation d'exploitation sont intégrées au dossier d'autorisation de la STEP. Cependant, dans les faits, les mesures de prévention à mettre en place et à présenter dans le dossier sont celles données dans la norme ICPE concernant la méthanisation (rubrique 2781) car la Loi sur l'eau ne contient aucune recommandations sur ce procédé.

Les installations concernées sont :

  • la table d'égouttage
  • le réservoir de stockage des boues épaissies
  • le digesteur
  • ​la presse à vis
  • le réservoir de stockage du digestat deshydraté

​​

1.2. Installations relevant de la réglementation ICPE

Les installations régies par la réglementation ICPE sont celles concernant la valorisation du biogaz. Il s'agit :

  • du gazomètre permettant le stockage du biogaz brut
  • des procédés permettant l'épuration du biogaz
     
  • ​du moteur à cogénération en cas de valorisation électrique
  • ​du procédé de purification et de stockage du biométhane, ainsi que de la chaudière à bas-PCI en cas de valorisation en bio-carburant

​​

2. Analyse économique de la filière de digestion anaérobie

​2.1. Investissement initial

L'investissement pour le développement d'une filière de méthanisation est généralement conséquent. En effet, d'après les sources comme l'ADEME ou SOLAGRO, il se situe aux alentours de 1000 € par tonne de matière sèche traitée ce qui donne dans notre cas un investissement de 1 300 000 € environ. Cette estimation tient également compte des investissements pour l'unité de valorisation de biogaz (cogénération notamment). Hors de cette unité, l'investissement de départ s'élève à environ 750 000 €

Bien entendu, ces données ont été définies pour des unités de méthanisation en France métropolitaine, et il se peut que l'application sur l'île de la Réunion impose certaines difficultés supplémentaires pour l'analyse économique de notre filière. 

 

2.2. Coût d'exploitation

  • Digestion 

Afin de déterminer les coûts d'exploitation de la filière méthanisation, il est nécessaire d'évaluer le prix associé au fonctionnement du digesteur. Celui-ci est constitué principalement de la dépense électrique pour le brassage et le pompage des boues. La question posée est de savoir s'il est plus rentable d'acheter l'électricité destinée à ce fonctionnement ou d'utiliser celle produite par l'unité de valorisation de biogaz par cogénération. Avec un prix d'achat du kWh à EDF de 14,4 centimes d'euros et un prix de rachat de notre électricité par EDF à 18,4 centimes d'euros, il est plus judicieux d'acheter l'électricité pour faire fonctionner la filière et de vendre entièrement l'électricité produite par la méthanisation. 


Source : SOLAGRO, La digestion anaérobie des boues urbaines, 2001.

L'utilisation de l'électricité directement après la co-génération entraînerait un coût supplémentaire d'environ 3500€ par an. Les estimations des coûts pour les traitements en amont et aval du digesteur vont donc être faits avec un tarif d'achat de l'électricité. 

  • Traitements amont et aval 

​​Le calcul des coûts de l'exploitation en ce qui concerne la table d'égouttage ainsi que la presse à vis va être fait sur la base de leur consommation annuelle d'électricité en kWh. Cela nous donne le coût annuel suivant : 


 

  • Coût total d'exploitation

​​Le coût d'exploitation global se trouve en ajoutant à la consommation électrique précédente, la maintenance du digesteur, du biogaz, les éventuelles maintenances annexes ainsi que la conduite en elle-même. Cela nous revient à environ 48 000€ par an. 


Sources : SOLAGRO, La digestion anaérobie des boues urbaines, 2001. 

Ce coût d'exploitation de la filière de méthanisation est bien entendu à comparer avec le gain de vente d'électricité pour la cogénération ainsi qu'aux différentes valorisations possibles des boues. 

 

2.3. Économies réalisées par la digestion des boues de station

Le principal avantage de la digestion des boues de station d'épuration est d'une part la réduction importante de la masse sèche permettant une économie de valorisation par la suite ainsi que de transport, et d'autre part la stabilisation accrue de ce substrat. Le tableau suivant récapitule les économies effectuées grâce à la méthanisation des boues en ce qui concerne l'épandage, le compostage et l'incinération en comparaison avec les boues de station directement valorisées après déshydratation (siccité à 25%). 


Source : FNDAE, Le séchage solaire des boues : état actuel de l'art et retours d'expérience, document technique n°36, 2010.

Comme le prouve le tableau précédent, les écarts de coûts sont donc conséquents ce qui donne à la méthanisation un réel avantage pour le traitement des boues de station et leur valorisation par la suite.  

 

3. Analyse économique de la partie valorisation du biogaz

3.1. Valorisation par cogénération

3.1.1. Investissements et coûts d'exploitation

Nous souhaitons donner ici une idée des coûts d’investissements engendrés par l’installation de valorisation du biogaz que nous proposons. Nous utilisons les valeurs données par l’étude Record en 2009. Il faut bien noter qu’il s’agit d’ordres de grandeur qui sont susceptibles de varier par rapport à la situation réelle. Nous considérons que la durée de vie d’une exploitation est d’environ 15 ans.

Pour une puissance de 253 kWe le prix du groupe électrogène sera d’environ 1200 €/kWe. Cela comprend le moteur, le conteneur, l’armoire de contrôle et la station d’huile de lubrification. On ajoute en suite les coûts de raccordement au réseau électrique. Ils peuvent varier énormément en fonction des projets. Il est donc difficile de trouver des données. Nous prendrons, comme dans l’étude Record, une moyenne de 200 000 €. On estime le coût du génie civil à environ 30 000 €. Nous rajoutons ensuite 5% des investissements pour couvrir les imprévus et 5% pour les frais d’étude et l’assistance à maître d’ouvrage.

De plus, il est possible de demander des aides à des financeurs publiques (Ingremeau, 2014):

  • L’ADEME : elle dispose de deux fonds qui peuvent financer des projets de méthanisation : le fond déchets et le fond chaleur.
  • Les départements et les Régions : La plupart des Régions soutiennent le développement de la filière méthanisation avec des fonds qui proviennent en général des fonds européens FEDER et FEADER.
  • Les agences de l’eau : elles peuvent apporter un soutien pour la partie valorisation du digestat.

La conduite de l’installation se calcule sur la base d’une heure par jour à 30 €/h. La maintenance des moteurs, pour notre production d’énergie annuelle de 3 446 MWh est de 25 €/MWh. Cela comprends les consommables (l’huile de lubrification, les filtres, les bougies), la maintenance préventive, les entretiens annuels et l’entretien général (Couturier C, 2009). On ajoute enfin 1,5% des investissements, ce qui correspond aux montants des assurances.

3.1.2. Valorisation de l'électricité et de la chaleur

  • Calcul des revenus de la vente de l'électricité

L’électricité est revendue à EDF, ils sont obligés par la loi à nous la racheter. Le prix de rachat est calculé à partir de la puissance électrique du générateur et du pourcentage d’efficacité énergétique. C’est l’arrêté du 19 mai 2011 qui fixe les prix (ATEE/Club Biogaz, 2015). Nous bénéficions d’une majoration de 10 % du tarif de rachat de l’électricité car nous sommes dans un département d’outre-mer.

Comme notre puissance installée est de 657 kW, le tarif de base est de 11,79 c€/kWhél.

On ajoute les 10% de majoration des DOM : 12,97 c€/kWhél.

Notre rendement supérieur à 70% augmente cette valeur de 4.621 c€/kWhél à 17,24 c€/kWhél.

On multiplie par un coefficient de 1,06533 qui augmente toutes les années et on obtient comme tarif de rachat final 18,36 c€/kWhél.

Rapporté à notre production, cela représente un revenu annuel de 262 585 €.

Comme nous l'avons vu précédemment, la chaleur est transformée en électricité grâce à la micro-turbine ORC. Cela représente donc un surplus d'électricité à la vente. Ainsi, en ajoutant l'électricité récupérée sur la chaleur, on augmente le revenu annuel à 283 372  €.

  • Démarche pour le raccordement au réseau d'électricité

Le raccordement au réseau se fait selon une procédure bien précise. La démarche commence par une étude de faisabilité faite par le gestionnaire du réseau. Si elle démontre la faisabilité du raccordement, le gestionnaire du réseau présente une proposition technique et financière au producteur. Lorsque ce dernier est d’accord, les deux parties signent une convention de raccordement.

Le producteur demande ensuite le certificat d’obligation d’achat qui a pour but de certifier l'origine renouvelable de l’énergie.

Enfin, les deux parties signent un contrat de vente qui stipule les caractéristiques de l’installation et le dispositif de comptage (Couturier C. , 2009).

 

3.2. Valorisation du biogaz par production de Biométhane Carburant

Pour donner une estimation des investissements, de la conduite de l'exploitation et du revenu de la vente du biométhane, nous utilisons les estimations fournies par Astrade Méthanisation. On prend une production de biométhane de 45 Nm3/h.

On rappelle que les équipements nécessaires sont les suivants:

  • Désulfuration : oxydes de fer
  • Déshydratation : condenseur
  • Purification : procédé PSA
  • Torchère
  • Chaudière : EFLOX bas PCI
  • Odorisation THT
  • Station de distribution

Les investissements comprennent les frais d'étude, de mise en place des installations, de mise en service et de formation du personnel. On considère aussi que l’installation bénéficie d’une subvention à l’investissement de 20%.

Le biométhane est valorisé à 105 €/MWhPCS, soit 1,28€/L éq gas-oil.

 

4. Bilan économique

Grâce aux analyses précédentes, il est maintenant possible d'effectuer un bilan économique simple sur la filière de méthanisation.

4.1. Valorisation par cogénération

Le total des charges pour une année correspond à la somme des coûts d'exploitation de la digestion, du traitement des substrats et de la cogénération, auxquels s'ajoute l'amortissement des investissements. L'amortissement pour la partie digestion se fait pour une durée de vie de 20 ans, soit 37,5 k€/an, et pour la partie cogénération sur une période de 15 ans, soit 39 k€/an. L'ensemble des charges s'élève donc à 230 k€/an.

Le total des revenus de la vente d'électricité s'élève à 283 k€/an. On obtient ainsi un bénéfice net de 53 k€/an

 

4.2 Valorisation par production de biométhane

L'ensemble des charges s'élève ici à 366 k€/an tandis que les revenus de la vente du biométhane sont de 520 k€/an. On obtient ainsi un bénéfice net de 184 k€/an.

La production de biométhane s'avère plus rentable que la production d'électricité et de chaleur. Il faut cependant noter qu'aucun réseau de bus n'est à ce jour équipé de moteur au biométhane sur l'île de la Réunion. Les coûts de mise en place d'une telle filière serait donc à prendre en compte pour une approche globale.

Quel que soit le procédé de valorisation retenu, la digestion anaérobie des boues de la STEP divise par deux le volume de substrat déshydraté en fin de processus par rapport au volume des boues déshydratées. Cette diminution du volume de déchet à traiter permet de diminuer les charges du procédé de compostage. Il s'agit de l'un des principaux avantages de la méthanisation.

 

Bibliographie

ATEE/Club Biogaz. Tarifs 2011 et contrat d'achat d'électricité issue de biogaz, 2015, Février 25. http://atee.fr/biogaz/tarifs-2011-et-contrat-dachat-d%C3%A9lectricit%C3%A9-issue-de-biogaz

Astrade Méthanisation. Développement de projets biométhane-bioGNV, 2014

Chambre d'Agriculture Midi-Pyrénées, La méthanisation agricole - La fiche technique, Février 2010. URL : http://www.mp.chambagri.fr/IMG/pdf/METHANISATION.pdf​

Couturier, C. Techniques de production d'électricité à partir de biogaz et de gaz de synthèse, 2009. Record/Solagro.

FNDAE, Le séchage solaire des boues : état actuel de l'art et retours d'expérience, Document technique n°36, 2010. URL : http://www.fndae.fr/documentation/pdf/fndae_36_chap_5_6.pdf

Ingremeau, C. Accopagnement et aides financière aux projets de méthanisation sur le territoire français. ATEE/Club Bioga, 2014.

SOLAGRO - Agence de l'eau Adour-Garonne, La digestion anaérobie des boues urbaines - état des lieux, état de l'art, 2001, Imprimerie Ménard