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.