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Epuration du biogaz
Muriel Schibler
06 99 07 85 96
[email protected]
CARTOGRAPHIE DES SITES QUI INJECTENT EN OCTOBRE 2014
3 membranes
1 lavage à l’eau
1 PSA
Et après !!!!
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LE BIOGAZ
Eau
Matière
Sèche
MO dégradable
MO non dégradable
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DU BIOGAZ AU BIOMÉTHANE
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VARIABILITÉ DE LA QUALITÉ D’ UN BIOGAZ
 Variabilité de la teneur en CH4 en fonction des intrants
Variabilité de la teneur en impuretés (H2S, NH3…) en fonction des intrants
Effluents agricoles :
Déchets de l’Industrie Agro-alimentaire (IAA) :
 lisiers de cochons :
 graisses :
H2S (2000 à 5000 ppm) + NH3
 maïs ensilé :
H2S (800 à 2000 ppm) + NH3
 fientes de volailles :
H2S (800 à 1000 ppm) + NH3
 matières stercoraires et déchets d’abattoirs :
NH3
 limonène du citron et des agrumes
H2S (800 à 1000 ppm) par pics
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EXIGENCES ET CONTRAINTES INJECTION RÉSEAU
1. Qualité gaz
 La teneur en CH4 conditionne le
Gaz H
PCS (kWh/m3(n))
Indice Wobbe
Point rosée eau
> 10.7
 97 % minimum de CH4 ne laissent
Entre 13.64 à 15.70
pas beaucoup de place aux inertes
< - 5°C à PMS
Teneur en soufre de H2S +
COS
< 5 mg S/m3(n )
Teneur en CO2 (% molaire)
< 2.5
Teneur en O2 (% molaire)
< 0.7
NH3
PCS
non traités, comme
N2, O2
 Les teneurs en O2 et N2 du biogaz
< 3 mg /
m3(n)
sont multipliées par 1.7 dans le
biométhane
 N2 et O2 difficiles à enlever. Or,
ils
impactent
des
usages
sensibles…
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EXIGENCES ET CONTRAINTES INJECTION RÉSEAU
2. Proximité d’un réseau
Moins
 de qq km pour la distribution,
 moins d’1 km pour le transport
 attention
 au débit d’étiage,
 à la capacité du réseau en fonction des autres unités de méthanisation qui injectent
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QUELQUES POINTS DE REPÈRES
Déclaration
Enregistrement
Moins de 11 000 t
Moins 21 000 t
Autorisation
Plus de 21 000 t
30 000 t
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60 à 120 m3(n)/h
de biométhane
170 à 300 m3(n)/h
de biométhane
6 à 11 GWh PCS
17 à 29 GWh PCS
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LES DIFFÉRENTS TRAITEMENTS UNITAIRES
Biogaz
Chaudière
méthaniseur
ou
atmosphère
Désulfuration
primaire
(si nécessaire)
Surpression
séchage
Désulfuration
finition
Traitement COV,
NH3, Siloxanes
(si nécessaire)
Compression
refroidissement
Décarbonation
Odorisation
Mesure débit et
contrôle qualité
Offgaz
Biométhane
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BILAN ÉNERGÉTIQUE COGÉNÉRATION ET INJECTION
Cogénération
Pertes
Pertes cogénérateur : 20 %
Consommation auxiliaires
cogénérateur : 2%
Energie électrique revendue
38 %
Energie thermique
40 % ( dont 25-30% sert au
chauffage digesteur)
Meis souvent difficile à
valoriser
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Epuration
Energie
Primaire
100
Pertes
Pertes méthane : 1-2 %
Chauffage digesteur :
10-12%
Energie revendue
81- 87 %
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SURPRESSION - SÉCHAGE
Source: Cofely Axima
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DÉSULFURATION
Traitement primaire nécessaire si
teneur en H2S > quelques centaines de
mg
 Lavage à la soude
 par voie biologique
 Traitement de finition
 Charbons actifs
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Source :
Verdemobil
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COMPRESSION
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4 GRANDES FAMILLES DE PROCÉDÉS DE DÉCARBONATATION
Décarbonatation
biogaz
Absorption
Physique
Lavage à l’eau
ou par un
solvant
organique
la différence de
solubilité des
différents
constituants du
gaz pour :
une pression et
une température
14données
Chimique
Lavage
amines
une réaction
chimique du
composant à
séparer avec les
amines
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Adsorption
Pressure
Swing
Adsorption
(PSA)
la différence
d’absorption sur
un media poreux
en fonction de la
taille des
molécules
Perméation
Distillation
Cryogénique
Séparation
Membranaire
Séparation
par
abaissement
température
la différence de vitesse
de Perméation des
composés à travers la
membrane, la force
motrice de séparation
étant la pression
la différence des
températures de
condensation des
différents
composants
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COMPARAISON DE DIFFÉRENTS PROCÉDÉS DE TRAITEMENT
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SCHÉMA : LAVAGE A L’EAU
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LAVAGE A L’EAU
 Points forts
 procédé assez robuste
 toute taille de projets
 Contraintes
 Traitement de l’air
 nécessité de disposer d’eau
 traitement de l’eau rejetée
 Teneur en CO2 résiduel : 2%
 Hauteur des colonnes si contraintes
architecturales
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Constructeurs :
Flotech,
Malmberg,
Kempro,
Chaumeca
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SCHÉMA : LAVAGE AUX AMINES
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LAVAGE AUX AMINES
Constructeurs :
Cirmac,
HERA,
MT-Energies,
PURAC
 Adapté plutôt pour taille moyenne à grande taille
Points forts
Technologie ayant la perte en méthane la plus faible
 Consommation électrique faible
 Contraintes
 Nécessité de disposer de chaleur
 consommation de produits chimiques (amines et gel de silice)
 savoir-faire spécifique pour l’exploitation
 hauteur des tours si contraintes architecturales
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SCHÉMA : PSA
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PSA
Adapté sur débit faible à moyen
Points forts
 Pas de consommation de réactifs en dehors
Changement du média
 pas de hauteur importante
 Peut éliminer N2 partiellement avec média adapté
Contraintes
nécessaire de mettre un prétraitement efficace pour
extraire des composés tels que H2S, COV, et H2O
 Perte en méthane dans les offgaz de 3 à 6 % qui peut
être récupérée par une chaudière spécifique
(investissement supplémentaire)
Constructeurs :
CARBOTECH (groupe Viessmann)
Cirmac,
DMT,
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Verdemobil,
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Source : Verdemobil
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PSA
Adapté sur débit faible à moyen
Points forts
 Pas de consommation de réactifs en dehors
Changement du média
 pas de hauteur importante
 Peut éliminer N2 partiellement avec média adapté
Contraintes
nécessaire de mettre un prétraitement efficace pour
extraire des composés tels que H2S, COV, et H2O
 Perte en méthane dans les offgaz de 3 à 6 % qui peut
être récupérée par une chaudière spécifique
(investissement supplémentaire)
Constructeurs :
CARBOTECH (groupe Viessmann)
Cirmac,
DMT,
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Verdemobil,
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Source : Verdemobil
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SCHÉMA : SÉPARATION MEMBRANAIRE
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SEPARATION MEMBRANAIRE
Adapté sur faible à moyen débit
Points forts
 Unité compacte
 pas de consommation de réactifs
Contraintes
Sensibilité aux polluants traces du gaz à traiter ; les
plus délétères identifiés :
• H2S qui colmate la membrane (pas plus 35 ppm pour
certains fournisseurs de membranes),
• eau sous toutes ses formes (liquide comme vapeur, car
il y a un risque de condensation)
• limonènes (solvant terpénique C10H16)
 Changement des membranes 5 à 7 ans
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SEPARATION MEMBRANAIRE
Adapté sur faible à moyen débit
Points forts
 Unité compacte
 pas de consommation de réactifs
Contraintes
Sensibilité aux polluants traces du gaz à traiter ; les
plus délétères identifiés :
• H2S qui colmate la membrane (pas plus 35 ppm pour
certains fournisseurs de membranes),
• eau sous toutes ses formes (liquide comme vapeur, car
il y a un risque de condensation)
• limonènes (solvant terpénique C10H16)
 Changement des membranes 5 à 7 ans
Constructeurs :
Air Liquide,
Axiom, BORSIG,
Cirmac, DMT,
Eisenmann,
Envitec,
MT-Biométhane,
PENTAIR HAFFMANS
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COMPARATIF DES TECHNOLOGIES DE DÉCARBONATATION
Perte CH4
Taux de CO2 résiduel
dans biométhane
Disponibilité
Sensibilité aux polluants
Consommation
électrique (kWh/m3(n))
biogaz
Consommables /déchets
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Eau
pressurisée
Lavage
amines
Membrane
PSA
1 à 2%
0,1à 0,4%
0,5 à 20%
3%
<2–3%
< 0,1 %
< 1%
< 1%
95 %
95 %
98 %
98 %
Neutre
H2S réagit avec
amines
Limonènes, H2S
H2S
0.3 à 0,4
0,2
0.3 à 0,45
0,35
- Consomme en
chaleur : 5-8%
de l’énergie du
biogaz entrant
- Amines à
traiter
- Condensats à
traiter
- Membranes à
remplacer
- Masse
épurante à
remplacer
- Eau appoint
- Rejets des
condensats à
traiter
- Air à traiter
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ELÉMENTS DE PLAN DE FINANCEMENT
 INVESTISSEMENTS A AMORTIR… ET A REMPLACER
 Clefs en main constructeurs
 Coûts d’intégration

dalle génie civil,

raccordement tuyauterie,

gaz non conforme,

électricité,

automatisme
 Coûts de raccordement au réseau et coût poste injection sur réseau transport (800 k€)
CHARGES ANNUELLES D’EXPLOITATION
 Maintenance
 Electricité
 Consommable
Traitement rejets
 Main d’œuvre
Coût location poste GrDF: les 85 à 100 k€ incluent les mesures complémentaires de
qualité gaz
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ELÉMENTS DE PLAN DE FINANCEMENT
 INVESTISSEMENTS A AMORTIR… ET A REMPLACER
 Clefs en main constructeurs
 Coûts d’intégration

dalle génie civil,

raccordement tuyauterie,

gaz non conforme,

électricité,

automatisme
 Coûts de raccordement au réseau et coût poste injection sur réseau transport (800 k€)
CHARGES ANNUELLES D’EXPLOITATION
 Maintenance
 Electricité
 Consommable
Traitement rejets
 Main d’œuvre
Coût location poste GrDF: les 85 à 100 k€ incluent les mesures complémentaires de
qualité gaz
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EVALUATIONS FINANCIERES : MAITRISER LES RISQUES
Risques
Maitrise du risque
Disponibilité
 Une disponibilité de 100 % n’existe pas :
multiplier les disponibilités de chaque élément : production du biogaz,
épuration, poste injection
 Pour une injection de 100 m3(n) / h :
1 % de dispo en plus = 12000 € en plus
examiner globalement l’enjeu de redondance de certains équipements clefs
 prendre un contrat de maintenance et de pilotage de l’exploitation sur 2
ans :
examiner avec vigilance les clauses de limites et d’exclusion du contrat
Bien regarder les délais d’intervention
Non atteinte du  Ne pas sous estimer les besoins en chauffage pour le digesteur
niveau
 Estimations des potentiels méthanogènes à sécuriser par des tests
d’énergie
 Ne pas oublier les pertes de CH4 dans le procédé d’épuration.
estimé
Si prise en compte d’une récupération d’ énergie au niveau du procédé
d’épuration : demander des garanties au fournisseur
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EVALUATIONS FINANCIERES : MAITRISER LES RISQUES
Risques
Maitrise du risque
Disponibilité
 Une disponibilité de 100 % n’existe pas :
multiplier les disponibilités de chaque élément : production du biogaz,
épuration, poste injection
 Pour une injection de 100 m3(n) / h :
1 % de dispo en plus = 12000 € en plus
examiner globalement l’enjeu de redondance de certains équipements clefs
 prendre un contrat de maintenance et de pilotage de l’exploitation sur 2
ans :
examiner avec vigilance les clauses de limites et d’exclusion du contrat
Bien regarder les délais d’intervention
Non atteinte du  Ne pas sous estimer les besoins en chauffage pour le digesteur
niveau
 Estimations des potentiels méthanogènes à sécuriser par des tests
d’énergie
 Ne pas oublier les pertes de CH4 dans le procédé d’épuration.
estimé
Si prise en compte d’une récupération d’ énergie au niveau du procédé
d’épuration : demander des garanties au fournisseur
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EVALUATIONS FINANCIERES : MAITRISER LES RISQUES
Risques
Maitrise du risque
Performances
 Vérifier les garanties fournies par le constructeur sur
o Taux de CH4 dans le biométhane
o Perte de biométhane
en vérifiant les exclusions notamment sur la qualité du biogaz en entrée
 s’assurer de la présence d’un prétraitement en entrée pour les procédés
sensibles
 S’il y a 2 contrats séparés pour la méthanisation et pour l’épuration, il y
aura les interfaces sur la qualité du biogaz à gérer
Prévoir dans la mesure du possible l’évolution des intrants
 Eviter les dérives de mesures : mettre des capteurs performants et les
faire étalonner 1 fois par an
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Merci de votre attention
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