Traitement et valorisation du biogaz

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1 Traitement et valorisation du biogaz Salon des Energies Renouvelables Lyon, 27 Février 2009

2 Sommaire Biogaz Sources / production / composition Valorisation du biogaz Les procédés d épurations du biogaz Impact environnemental Potentiel Les solutions Air Liquide pour la valorisation du biogaz Application au Digesteur Application au Centre d enfouissement technique Conclusion 2

3 Lexique STEP: Station d épuration CET: Centre d enfouissement technique MTeP: Mega tonne equivalent pétrole GNV : Gaz Naturel Vehicule CHP: Combined Heat and Power GES: Gaz à effet de serre PSA ou VPSA : Pressure Swing Adsorption ou Vacuum OPEX / CAPEX: Operating expenditure / Capital expenditure PFD : Process Flow Diagramm LN2: Azote Liquide 3

4 Sources Sources: Digestion anaérobie de matière organique Ordures ménagères (fraction fermentescible) Déchets agricoles (France ~1MTeP récupérable) Boues de STEP (France ~1MTeP récupérable) Déchets agro-industriels Culture énergétiques dédiées Gazéification de matière lignocellulosique Culture énergétique Résidus Forestiers Etc. Un très large éventail de matières premières! Le plus important potentiel de tous les biocarburants! 4

5 Production / Composition La digestion anaérobie peut être contrôlée dans: Un centre d enfouissement technique (CET) Un digesteur La production dépend du substrat La composition du biogaz brut dépend du procédé de production CH4 (méthane) CO2 (carbon dioxide) H2O (Water) H2S (Hydrosulfide) Energy content [Hs,i] Wobbe Index [Ws,i] density ,5 7,5 3,9 5,8 1,15 1,3 Vol. % Vol. % Vol. % ppmv kwh/m3 kwh/m3 Kg/m3 N2 (Nitrogen) O2 (Oxygen) Vol.% Vol. % 5

6 Valorisation du biogaz Sur site: CHP, Chaudière, Moteur Stirling «Off»-site: Consommateurs de Gaz Naturel, GNV, CHP, Chaudière, Moteur Stirling Le biogaz produit est majoritairement brulé en torchère ou brulé pour produire chaleur et/ou électricité Jusqu à aujourd hui, les subventions étatiques pour la conversion électrique ont largement orienté le marché en Europe (tarifs de rachat garantis) MAIS: la valorisation de la chaleur (produite par les moteurs) est souvent difficile et nuit à la rentabilité des projets L efficacité énergétique de la valorisation du biogaz est bien meilleure (plus de deux fois) si celui-ci est épuré en biométhane pour être brulé off-site dans des installations de cogénération à haut rendement Enfin l ACV* des filières de valorisation du biogaz donne une diminution des émissions de GES de: g éq. CO2/Nm³ de biogaz valorisé sous forme de carburant dans des voitures en substitution à l essence 327 g éq. CO2/Nm³ de biogaz valorisé sous forme d'électricité (selon le mix moyen français) * Source: ADEME GDF Septembre

7 Equivalence énergétique L essence: 1,5 /litre, en hausse, impact environnemental fort Le gaz naturel: ~0,5 /Nm3, en hausse, impact environnemental fort Le biométhane: dépend du gisement et du procédé de traitement: de 0,2 à 0,7 /m3, prix fixe, faible impact environnemental (CO2 du cycle naturel, au rendement du système de traitement prés) 7

8 Contexte Épuisement des réserve fossiles Dépendance très forte vis-à-vis des énergies fossiles notamment pour le transport (98% d importation) en France Volatilité et hausse du prix de l énergie fossile inéluctable Changement climatique; objectifs européen de réduction de nos émissions Le Biométhane comme carburant: Réduit fortement les émissions de GES Qualité de l air dans les villes améliorées (20% de réduction d émissions) Un système de traitement des déchets durable Une agriculture durable Limitation de la dépendance des fossiles Une nouvelle industrie pour la création d emplois 8

9 Potentiel Potentiel des biocarburants en 2020: 90MTep (105TWh): 35MTep par gazéification et 35MTep par digestion anaérobie* En 2030 le bio-méthane pourrait remplacer 25 à 35% des carburants fossiles brulés par les transports en Europe* Volume potentiel de bio-méthane (Mm 3 /an) Autriche : 200 Mm 3 /an Danemark : 300 Mm 3 /an France : 1600 Mm 3 /an Allemagne : 1400 Mm 3 /an Italie : 750 Mm 3 /an Espagne : 800 Mm 3 /an * source: DG TREN, Regulatory Policy and Promotion of Renewable Energy 9

10 Air Liquide: une offre globale Compression du biogaz (compresseur à vis lubrifiée) Prétraitement pour épuration de H 2 O, H 2 S, COV, Siloxane (PSA, charbon actif) Séparation CO2 / CH4 (membrane) Unité de dé-azotation (échangeur cryogénique) Liquéfaction du méthane Stockage de méthane liquide 10

11 Prétraitement et séparation CO 2 /CH 4 Biogas from Landfill CH 4, CO 2, N 2, VOC, H 2 S, O 2 Impurities Carbon Filter H 2 S Removal kw Compressor 14 bar g VOCs, CO2 to oxidizer Regenerable VOC removal Carbon Filter CO 2 rich gas Membrane 1 st stage Membrane 2 nd stage Biométhane à 10barg CH 4, N 2, trace of CO 2 Permeate recycle 11

12 Pré-traitement Filtre à coalescence et séparateur PSA Air Liquide à 2 colonnes pour le traitement de l H2O, du Siloxane et des composés halogénés (l une se régénère lorsque l autre opère). 2 lits de charbon actif en série pour la capture des hydrocarbures 12

13 Séparation par Membrane La solution par membrane MEDAL TM Apres le prétraitement, et avant d être envoyé sur le réseau de gaz naturel, la teneur en CO 2 dans le biogaz doit être réduite à moins de 2%. Le système membranaire MEDAL permet de séparer sélectivement le méthane et le CO 2. La haute sélectivité permet une récupération supérieure à 90% du méthane avec un système à deux étage de membranes La technologie Le CO2 est sélectivement séparé du méthane par perméation à travers une membrane polymère en forme de fibre creuse. La force motrice pour cette séparation est la différence de pression partielle entre le CO 2 et le CH 4. Le biogaz entre sous pression dans le module, le méthane reste sous pression tandis que le CO2 est récupéré à basse pression Medal est une société du groupe Air Liquide, intégrée à Alatus (Air Liquide Advanced Technologies United States) 13

14 Séparation par Membrane Bénéfices Production sur site d un substitut au gaz naturel. Le système à membrane MEDAL est une alternative viable en termes économique et environnemental comparativement aux technologies conventionnelles que sont les lavages, le PSA ou le piégeage cryogénique. Cette technologie modulaire permet de s adapter aux spécificités de chaque site (concentrations, volumes). Membranes Pas de montage sur site Contrôles intégrés Transport aisé Unité pouvant traiter ~4000Nm 3 /h 14

15 Méthanisation en digesteur Cas d un digesteur agricole produisant 100m 3 /h de biogaz Déchets organiques Électricité 26 kw Digesteur Biogaz: 100m3/h 55% CH4 Purification Biométhane 50m3/h 97% Chauffage 50kWth Event 50m3/h 10% CH4 Échangeur η :80% Incinérateur η :70% CO2 50m3/h Appoint GN: 3,2m3/h 100% du chauffage par l incinérateur 100% biogaz valorisé Efficacité énergétique > 90% ~100% COV brulés 15

16 Dé-azotation: cas d un CET En raison des entrées d air due à l aspiration du stockage de déchets, le biogaz provenant d un CET est souvent chargé en air (jusqu à 10% et +) qui se concentre dans le biométhane (jusqu à 20% et+) nécessitant un post traitement de DEAZOTATION Technologies de séparation : Rétention du CO2 sur PSA à température ambiante Cryogénie Séparation de phase (option 1) Distillation (option 2) GN 2 CH 4 Heat Exchanger LN 2 (Local storage) CH 4, N 2, trace of CO 2 Regenerable CO 2 removal CH 4, trace of CO 2 Distillation column 16

17 Séparation azote par cryocondensation (option 1) Principe applicable au biogaz à forte teneur en N2 (10% et +) et pour une production de méthane de pureté limitée à 90% : Le CO2 est retenu par adsorption à température ambiante Le mélange est refroidi dans un échangeur récupérateur alimenté en LN2 Le biogaz est refroidi sous pression et détendu sous 1.5 bar et -172 C la phase gazeuse contient 75% de [N2], la phase liquide est enrichie en [CH4] 90% Le taux de récupération dépend de la teneur initiale en N2 17

18 PFD séparation N2 par cryocondensation (option 1) PSA Azote gazeux GN2 ECHANGEUR CRYOGENIQUE 3 Nm3/h LN2 Azote liquide mélange gazeux 90% CH4/1% C02/9% N2 Résiduaire riche en azote mélange gazeux 70% CH4/1% C02/29% N2 SEPARATEUR Phase liquide 18

19 Séparation azote par condensation - performances Production de biométhane gazeux à 90% Taux de récupération du méthane : ~ 90% (pour 25% d air dans le biogaz en sortie du skid membrane) Consommation d azote liquide : ~ 0,03 Nm3 d azote / Nm3 de biométhane produit (compensation des pertes thermiques) Consommation électrique : ~ 0,06 kwh/nm3 de biométhane produit (réchauffeur pour régénération du PSA) 19

20 Séparation azote par distillation cryogénique (option2) GN2 La distillation cryogénique est requise pour la production de biogaz de qualité réseau (96%) Le CO2 est retenu par adsorption à température ambiante Le mélange est refroidi dans un échangeur récupérateur Le biogaz est distillé dans une colone à garnissage Le condenseur de la colonne est alimenté en LN2 Le méthane produit contient < 1 % N2 LN2 Waste N2 BG to column BG to boiler Pure CH4 20

21 Séparation azote par distillation cryogénique (option2) Performances Production mixte de biométhane gazeux et/ou liquide de 90% à 97% de pureté Taux de récupération du méthane : > de 90% à 99% (quelque soit la teneur en air ds le biogaz en sortie du skid membrane) Consommation d azote liquide : ~ 0,15 à 1 Nm3 d azote / Nm3 de biométhane produit (suivant le taux de récupération, la pureté et la production de liquide) BG to boiler Consommation électrique : ~ 0,06 kwh/nm3 de biométhane produit (réchauffeur pour régénération du PSA) GN2 LN2 Waste N2 BG to column Pure CH4 21

22 Dernières références Raeger Mountain Methane Recovery Project Johnstown, Pennsylvania Landfill Gas Extraction System for High British Thermal Unit (Btu) Methane Recovery Plant Average flow rate raw gases: Nm3/hour with 57% of methane Sales gases containing 97 % of methane Energy Systems Group, Iris Glen Landfill Johnson City, TN Design for Nm3/hour 12 unités de biogaz fonctionnent aux USA (fin 2008) 3 unités en construction dans notre atelier de Newport Nombreux projets en cours 22

23 Conclusion : Solution AIR LIQUIDE appliquée au Biogaz Offre globale pour la valorisation du biogaz Un panel de technologies maitrisées applicables à toutes les sources (CET, Digesteur) et tous les clients (réseau gaz, stockage liquide) Large gamme (pilote de 100 m3/h à installation industrielle de plus de 5000 m3/h) Technologies sures et propre : des équipements fiables et éprouvés (compresseur à vis lubrifiée), absence de CFC, pas ou peu de rejets Livraison en skid très compact Taux de récupération de méthane élevé (>90%) Une valorisation totale du biogaz Coûts d opération et de maintenance faibles Rapide retour sur investissement Plus de 12 installations (à fin 2008) en fonctionnement dans le monde 23