Soutenance mémoire
Le biogaz est une source d’énergie, produite à partir de la fermentation de matières organiques, telles que les résidus agricoles (primaires et secondaires), les déchets industriels et ménagers, les boues de station d’épuration et les décharges. Une teneur importante en méthane dans le biogaz brut, normalement supérieure à 40 %, permet son utilisation soit après sa purification intensive pour l’injection au réseau gazier (avec au moins 95 % en méthane – biométhane), soit comme gaz de combustion partiellement purifié afin d’alimenter directement d’autres systèmes, tels que les moteurs, les turbines et les chaudières.
L’exploitation du biogaz présente des difficultés notamment à cause de la variation des teneurs en gaz acides (H2S et CO2), de la présence d’autres polluants tels que les COVNM (composés organiques volatils non méthaniques) et les siloxanes, de sa disponibilité à basse pression (environ 202,65 kPa absolus), et d’un faible débit (en moyenne inférieur à 500 Nm3 /h) fourni par les unités de production comparativement aux autres sources de méthane [1], [2]. Afin de pouvoir utiliser l’énergie contenue dans le biogaz sans endommager les équipements, ni émettre de gaz nocifs pour l’environnement, il faut au minimum éliminer les principaux composés chimiques contenant du soufre, soit H2S dans le biogaz brut, soit SO2 provenant de sa combustion. Actuellement, l’adsorption physique non-régénérative avec du charbon actif est le procédé le plus utilisé pour le traitement desdits composés contenus dans le biogaz. Cependant, lorsque le biogaz présente une teneur élevée en H2S – ou équivalent en soufre (autour de 1000 mg/Nm3 ), le renouvellement du charbon devient très fréquent. Cette augmentation de fréquence rend le procédé non attractif économiquement pour les entreprises. Il est à noter que l’épuration par charbon actif est un procédé qui génère des déchets non réutilisables, nécessitant un traitement spécifique avant leur mise en décharge.
Au-delà des aspects purement opératoires, l’élimination des composés soufrés s’inscrit dans le respect des limites réglementaires d’émissions de gaz, dont : H2S max. 4 ppmv et SO2 max. entre 4 et 133 ppmv. Le seuil d’émissions tolérées établi dans la réglementation française est fixé selon la source du gaz et son utilisation (par exemple en tant que gaz de ville, ou bien de gaz prévu pour la combustion ou pour la production électrique directe [3]).
PROPRIÉTÉS DU BIOGAZ
Le biogaz est le gaz produit par la digestion anaérobique de la matière organique (procédé de méthanisation), étant le méthane (CH4) et le dioxyde de carbone (CO2) majoritaires dans sa composition. Le méthane provenant du biogaz est considéré comme une source renouvelable d’énergie. La composition globale du biogaz varie en fonction de la source de la matière organique. Ceci ne concerne pas seulement les composés majoritaires du biogaz, mais également ses impuretés.
La présence exclusive des siloxanes et des composés organiques volatils non méthaniques (COVNM) dans le biogaz, en comparaison avec le gaz naturel, rend nécessaire un prétraitement supplémentaire pour les éliminer. Les siloxanes sont des produits d’origine non-naturelle, car ils sont issus de produits industriels, tels que les produits hygiéniques et cosmétiques, les additifs alimentaires et autres produits artificiels. Dans leur définition chimique, les siloxanes sont des composés constitués de silicium, d’oxygène et de groupes alkyles. Il y a plusieurs types de siloxanes, tous réunis respectivement dans la notation Li pour des structures linéaires et Di pour des structures cycliques. Les siloxanes notés D4 et D8 sont normalement rapportés comme les plus fréquemment détectés dans le biogaz [13], [14]. L’oxydation par combustion des siloxanes donne lieu à la formation de particules de silice (SiO2) avec une distribution de tailles comprise entre 4 et 500 nm, selon le degré d’agrégation et la température de la flamme de combustion [14]. Les particules agrégées tendent à précipiter dans la chambre de combustion et la cheminée (températures inférieures à 1200 K) ; seulement une petite portion de particules solides est dispersée dans l’écoulement gazeux près de la formation de la flamme (températures supérieures à 1700 K) et finit par rester dans les fumées [14]. Les particules qui restent en phase gazeuse provoquent, sur les organismes vivants, des problèmes affectant les poumons, le foie et le système nerveux central [14].
Le niveau de purification du biogaz dépend de l’utilisation envisagée. Les spécifications du gaz requises pour les différents types d’utilisation, de même que les principaux procédés de purification du biogaz actuellement disponibles pour y parvenir, sont détaillés dans les sections suivantes.
OPPORTUNITES POUR LE BIOGAZ
En Europe, la production de biogaz a fortement augmenté et a été encouragée depuis 2006, au point que l’Agence Européenne pour l’Environnement a défini officiellement ce type de gaz comme une source d’énergie renouvelable avec un bon potentiel pour le futur [15]. Le rapport rédigé en 2017 par l’EBA « European Biogas Association » montre un total de 17 626 usines de biogaz en Europe pour une capacité électrique, provenant du biométhane, de 9 985 MW𝑒 fin 2016. Pour comparaison, en 2010, l’Union Européenne (UE) ne comptait que 10 508 unités de production biogaz pour 4 158 MWe [16]. A la date du dernier rapport de l’EBA (2017), 12 496 unités correspondent au type AGRO, 2 838 au type STEP, 1 604 aux décharges, et 688 à d’autres types de déchets. Parmi les 9 985 MWe (2016), la France contribuait à hauteur de 393 MWe (entre 2015 et 2016, cette capacité avait augmenté de 28 MWe). Il est également estimé, lors d’une réunion/atelier de l’EBA en 2017, que le biogaz correspondra à au moins 1,5 % de l’énergie primaire utilisée par l’UE en 2020 [17]. Dans ce même rapport, la France est classée le troisième plus grand producteur de biogaz en Europe avec 873 usines – 330 de type AGRO, 88 de type STEP, 351 liées aux décharges, et le reste lié aux autres types de déchets [16]. Jusqu’en 2015, 50 % du biogaz français provenant des décharges était brûlé en torchère sans aucune valorisation [18] et il n’a été autorisé l’injection du biométhane sur le réseau gazier qu’en 2011. Depuis, cette autorisation, les subventions publiques ont motivé la création de 40 usines de biométhane, toutes connectées au réseau national de distribution du gaz, entre 2011 et 2017. Cela a induit une augmentation de production électrique passant de 125 GWh en 2010 à 141 GWh en 2011, pour atteindre 224 GWh fin 2015 [16]. La loi sur « la transition énergétique pour la croissance verte », loi No 2015-992 du 17 août 2015, propose que le biométhane représente 10 % de la consommation totale du gaz en 2030, contre 1 % actuellement [19], [20] et a permis un déploiement plus important de la filière biogaz.
Procédés d’absorption physique et d’adsorption
Les procédés à base de solvants physiques sont recommandés pour l’élimination de SO2 dans un écoulement gazeux, même quand le gaz présente une pression élevée ou quand la concentration du SO2 est également très élevée, contrairement au biogaz après sa combustion (avec une pression normalement inférieure ou égale à 205 kPa). Néanmoins, le procédé d’absorption physique, commercialement disponible, le plus important et le plus connu est le procédé « Solinox® » qui fait la séparation de SO2 avec solution de tetraglyme (tétraéthylène glycol diméthyléther), à l’aide d’un absorbeur typique en contre-courant et d’un stripper. Le procédé Solinox® fait un lavage à l’eau en amont la colonne d’adsorption afin de réduire la température d’alimentation du gaz et d’éliminer des impuretés qui puissent contaminer le solvant [33], [90].
D’autre part, l’adsorption de SO2 est faisable, soit à l’aide du charbon actif, soit à l’aide de zéolites. Cependant, seul le charbon actif est utilisé industriellement, surtout en France. Néanmoins, les coûts d’opération élevés liés aux remplacements fréquents des solides et sa mise en décharge disposition finale rendent le procédé coûteux. Le charbon actif en présence d’oxygène devient un catalyseur de l’oxydation et peut produire l’acide sulfurique avec le SO2. Puis, la régénération de ce charbon est possible, soit par lavage à l’eau, soit par calcination réduisant l’acide en SO2. L’efficacité du procédé est supérieure à 90 % [33], [91], [92].
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Table des matières
SOMMAIRE GENERAL
LISTE DES FIGURES
LISTE DES TABLEAUX
INTRODUCTION GENERALE
OBJECTIFS SCIENTIFIQUES
CHAPITRE 1 ETAT DE L’ART
1.1 NOMENCLATURE DU CHAPITRE
1.2 PROPRIÉTÉS DU BIOGAZ
1.3 OPPORTUNITES POUR LE BIOGAZ
1.4 PROCEDES DE TRAITEMENT DU GAZ ET LEURS APPLICATIONS DANS LE CAS DU BIOGAZ
1.5 PROCÉDÉS D’ELIMINATION DE GAZ ACIDES EN PRÉCOMBUSTION
1.5.1Elimination simultanée des gaz acides
1.5.2 Elimination sélective de H2S
1.5.3 Elimination de l’eau, des siloxanes et des Composés Organiques Volatils Non Méthaniques (COVNM)
1.6 PROCÉDÉS DE DESULFURATION EN POSTCOMBUSTION
1.7 ANALYSE ET CONCLUSIONS
CHAPITRE 2 TRAITEMENT DU BIOGAZ EN PRECOMBUSTION PAR UN MELANGE SUPERACIDE
2.1. NOMENCLATURE DU CHAPITRE
2.2. INTRODUCTION
2.2.1 Description des « Superacides »
2.3 ETUDE DES PHENOMENES D’ABSORPTION OU DE REACTION
2.3.1 Etude thermochimique d’une possible réaction directe
2.3.2 Etude de l’effet isolé de l’absorption physique
2.4. CONCEPTION DES REACTEURS POLYPHASÉS À BARBOTAGE UTILISANT UNE SOLUTION SUPERACIDE
2.4.1 Paramètres de conception
2.4.2 Résultats et discussions
2.5. COMPARAISON ENTRE LE PROCEDE D’ABSORPTION AVEC LE SUPERACIDE 9/1 ET D’AUTRES PROCEDES INDUSTRIELS
2.5.1 Comparaison avec un procédé équivalent au Rectisol® (absorption physique avec méthanol)
2.5.2 Comparaison avec l’absorption chimique en utilisant la Monoéthanolamine (MEA(aq))
2.5.3 Comparaison globale
2.6. CONCLUSIONS
CHAPITRE 3 DESULFURATION DE BIOGAZ EN POSTCOMBUSTION AVEC DU BICARBONATE DE SODIUM
3.1 NOMENCLATURE DU CHAPITRE
4 Iran David CHARRY PRADA
3.2. INTRODUCTION
3.3. ÉTUDE DE LA CINÉTIQUE CHIMIQUE ENTRE LE SO2 ET LE NaHCO3(S)
3.3.1 Etude thermochimique des réactions
3.3.2 Etude des cinétiques de réaction
3.4. CONCEPTION DES RÉACTEURS POLYPHASÉS À LIT FIXE
3.4.1 Paramètres de la conception
3.4.2 Modèle numérique
3.4.3 Résultats et discussions
3.5 IMPACT TECHNOLOGIQUE
3.5.1 Récupération de chaleur et de matière
3.5.2 Comparaison avec le système conventionnel de charbon actif
3.6. CONCEPTION ET CONSTRUCTION D’UN PROTOTYPE DU RÉACTEUR POLYPHASÉ GAZ-SOLIDE À LIT FIXE
3.6.1 Description du banc d’essai
3.6.2 Méthodologie expérimentale
3.6.3 Résultats et discussions
3.7. CONCLUSIONS
CONCLUSION GENERALE
BIBLIOGRAPHIE
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