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

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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.

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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.