Injecter du gaz propre : standardisation optimum

Com­ment injecter un gaz respec­tant les normes dans le réseau tout en opti­misant le coût de l’épuration ? Quelles tech­niques choisir entre lavage à l’eau, épu­ra­tion mem­branaire, PSA, lavage aux amines ou cryo­géni­sa­tion ? Un guide élaboré par le groupe de tra­vail « indus­tri­al­i­sa­tion » fait le point sur les oblig­a­tions et les choix d’épuration du biogaz en vue de l’injection. Extraits choisis.

L’un des moyens de dimin­uer les coûts de la brique tech­nique « épu­ra­tion du biogaz/récupération du CO₂ » est la « stan­dard­i­s­a­tion » des instal­la­tions. Le sous-groupe « indus­tri­al­i­sa­tion com­péti­tiv­ité » du GT « biogaz » a rédigé un « Guide pour l’élaboration des doc­u­ments tech­niques de con­sul­ta­tion d’appels d’offres d’une unité d’épuration du biogaz en vue de l’injection de bio­méthane ». Ce doc­u­ment a pour objec­tif de définir un cadre, un référen­tiel com­mun et cohérent sur lequel con­struc­teurs, four­nisseurs, bureaux d’études et por­teurs de pro­jets peu­vent se baser dès les étapes de con­cep­tion prélim­i­naires. Pour les con­struc­teurs et les four­nisseurs, ce doc­u­ment reprend des élé­ments stan­dard d’installations d’épuration et de purifi­ca­tion basées sur des équipements courants et des con­fig­u­ra­tions stan­dard. Il liste aus­si les équipements ou deman­des non stan­dard qui entraîn­eraient des sur­coûts. Pour les bureaux d’études et les por­teurs de pro­jets, ce doc­u­ment per­met d’intégrer ces stan­dards dans les pro­jets dès la phase de développe­ment afin de gag­n­er du temps. Il per­met de définir les four­ni­tures qui sor­tent des stan­dards des con­struc­teurs et induisent des sur­coûts évita­bles. Adopter un stan­dard con­struc­teur per­met de lim­iter les risques liés aux con­cep­tions spé­ci­fiques et donc de sécuris­er le pro­jet dans la durée, mais aus­si vis-à-vis des investis­seurs, des ban­ques et des assurances.

Du biogaz au gaz injecté

Le biogaz brut se com­pose des élé­ments suiv­ants, qui vari­ent en pro­por­tion selon les intrants et les tech­niques : méthane (CH₄, de 50 à 75 %), dioxyde de car­bone (CO₂, de 25 à 45 %), eau (H₂O), azote (N2), oxygène (O2), hydrogène sul­furé (H₂S), ammo­ni­ac (NH₃) et des élé­ments traces (organo-halogénés, silox­anes, métaux lourds…). L’épuration du biogaz con­siste à élim­in­er du biogaz brut les sub­stances indésir­ables et les traces de pol­lu­ants (ammo­ni­ac, élé­ments soufrés, minéraux…) et à aug­menter sa teneur en méthane (par retrait du CO₂ et d’autres com­posés gazeux) pour pro­duire un gaz com­pa­ra­ble au gaz naturel. Le bio­méthane ain­si obtenu con­stitue du biogaz épuré et enrichi, doté d’un pou­voir calori­fique équiv­a­lent à celui du gaz naturel.

Lors de l’élaboration d’un pro­jet, le por­teur de pro­jet est amené à définir les quan­tités, mais aus­si la qual­ité du biogaz qu’il prévoit de pro­duire, de façon à établir les bases de la con­cep­tion de son pro­jet ain­si que son plan financier prévi­sion­nel. Pour l’épuration, chaque pro­jet doit être analysé à par­tir des valeurs qui lui sont pro­pres et des tech­nolo­gies choisies, et chaque four­nisseur doit pou­voir pro­duire un bilan des flux cor­re­spon­dant au pro­jet et à son offre.

Cette analyse com­porte une déf­i­ni­tion des intrants et de leur pou­voir méthanogène et une étude de la capac­ité d’injection ou des modal­ités de val­ori­sa­tion du bio­méthane. En fonc­tion des intrants, mais aus­si du proces­sus de méthani­sa­tion, la com­po­si­tion même du biogaz peut vari­er. Ces élé­ments quan­ti­tat­ifs et qual­i­tat­ifs doivent fig­ur­er au cahi­er des charges pour définir les flux entrants (biogaz brut) et sor­tants (bio­méthane et évent riche en CO₂ pou­vant éventuelle­ment être valorisé).

Paramètres influ­ençant la qual­ité du biogaz

Les paramètres suiv­ants doivent être étudiés atten­tive­ment dès la con­cep­tion des instal­la­tions afin que le biogaz pro­duit soit com­pat­i­ble avec les tech­nolo­gies d’épuration.

• Le taux d’azote dans le biogaz est un fac­teur lim­i­tant, car il a une influ­ence sur l’indice Wobbe (qui per­met de com­par­er, pour les dif­férents types de com­bustibles gazeux, les niveaux de pro­duc­tion d’énergie pen­dant leur com­bus­tion). Or l’azote peut être réduit par cer­taines tech­nolo­gies, mais pas totale­ment élim­iné. C’est pourquoi, lorsqu’une instal­la­tion est des­tinée à pro­duire du bio­méthane, il est sou­vent recom­mandé de priv­ilégi­er l’injection d’O₂ pur à l’injection d’air – qui apporte de l’azote – dans les ciels gazeux pour la désul­fu­ra­tion. Ce choix implique l’ajout d’une unité de pro­duc­tion d’oxygène à la place d’un sim­ple sys­tème d’injection d’air, mais sécurise par­tielle­ment la teneur en azote, car l’oxygène injec­té est pur à 80 % en général.

• Pour cer­tains réseaux, ce sera l’oxygène qui sera un fac­teur lim­i­tant (déro­ga­tions non sys­té­ma­tiques). Cer­tains procédés per­me­t­tent de réduire la teneur en O₂ du bio­méthane, mais cette capac­ité et son coût dépen­dent de la con­cen­tra­tion ini­tiale. Les autres procédés d’épuration con­ser­vent ou aug­mentent l’oxygène dans le flux de bio­méthane. Il faut donc lim­iter le plus pos­si­ble l’ajout d’oxygène en cours de proces­sus – par exem­ple, éviter d’injecter de l’oxygène dans les fil­tres à char­bon act­if, éviter d’utiliser un traite­ment biologique aéro­bie de l’H2S (biofil­tres externes), inté­gr­er une régu­la­tion de l’injection d’O₂ dans le ciel gazeux des digesteurs.

• Pour les instal­la­tions trai­tant des boues de sta­tions d’épuration ou des intrants ou efflu­ents majori­taire­ment ou exclu­sive­ment indus­triels, la fourchette des teneurs en CH₄ est plus éten­due (45 à 75 %) et la teneur en CO₂ est inverse­ment pro­por­tion­nelle. En out­re, de telles instal­la­tions peu­vent présen­ter des teneurs en COV et silox­anes impor­tantes. Des COV peu­vent égale­ment être émis dans le biogaz lors du traite­ment d’intrants spé­ci­fiques, même en infimes quan­tités (déchets d’agrumes…).

• Teneur en O₂ : sur les sites exis­tants, on observe des teneurs en oxygène (O₂) allant jusqu’à 1 %, les teneurs supérieures à 0,5 % pou­vant engen­dr­er des non-con­for­mités à l’injection. De plus, les déro­ga­tions actuelles risquent de dimin­uer, car cela pose un prob­lème avec l’augmentation des rac­corde­ments d’unités de biogaz aux réseaux de dis­tri­b­u­tion et de trans­port – et aux sta­tions de rebours. En con­séquence, les teneurs en O₂ dans le biogaz brut doivent être maîtrisées et régulées au plus juste.

D’une manière générale, si le biogaz prévu est en dehors des spé­ci­fi­ca­tions « stan­dard », il con­vient d’envisager des solu­tions alter­na­tives (recettes, pré­traite­ments) pour ten­ter de rester dans ce stan­dard ou des pré­traite­ments spé­ci­fiques. Si ce n’est pas pos­si­ble, le por­teur du pro­jet peut s’attendre à des sur­coûts du lot épuration.

La teneur en H₂S, COV et autres sub­stances indésir­ables (silox­anes) est le fac­teur dimen­sion­nant des pré­traite­ments du biogaz brut et dépend directe­ment de la recette ini­tiale : l’intérêt d’une matière dans la recette doit être étudié sous l’angle des dépens­es induites en traite­ment de biogaz autant que sous celui des recettes pos­si­bles. En con­séquence, lorsque le por­teur de pro­jet établi­ra son cahi­er des charges, nous rap­pelle le guide, il tâchera d’anticiper au mieux la com­po­si­tion du biogaz prévu tout en inclu­ant les incon­nues pos­si­bles (COV et silox­anes notam­ment) et en restant atten­tif aux impacts de cette com­po­si­tion sur la con­cep­tion et le dimen­sion­nement de l’ensemble de son installation.

Spé­ci­fi­ca­tions générales des réseaux de gaz français

Le fort développe­ment du biogaz sur les ter­ri­toires français et européen diver­si­fie les deman­des de qual­ité en fonc­tion du type de réseau et de plus en plus d’exigences spé­ci­fiques appa­rais­sent. Cepen­dant, bien qu’il existe une norme française et européenne sur le gaz de type H (NF EN 16726+A1, juil­let 2018), com­plétée par une norme française sur le bio­méthane des­tiné à l’injection (NF EN 16723–1, 26 mai 2016), on observe dans la pra­tique des vari­a­tions sur les spé­ci­fi­ca­tions du bio­méthane en fonc­tion des réseaux. En out­re, les dif­férents acteurs se con­cer­tent actuelle­ment au niveau français et européen pour ten­ter d’aboutir à un accord sur une norme com­mune basée sur le gaz de type H, le gaz de type B étant voué à dis­paraître à l’horizon 2029. À not­er, la norme NF EN 16726+A1 sur le bio­méthane injec­té indique une exi­gence d’absence d’huile de com­presseur dans le bio­méthane au point d’injection.

Pré­traite­ment du biogaz

Le pré­traite­ment du biogaz sert à élim­in­er les impuretés et élé­ments incom­pat­i­bles avec la tech­nolo­gie d’épuration du bio­méthane retenue pour :
• séch­er le gaz ;
• abaiss­er la teneur en H₂S à un niveau acceptable ;
• élim­in­er les COV, les silox­anes ou encore l’ammoniac ;
• chauffer/refroidir le gaz pour obtenir une tem­péra­ture adap­tée en début de processus ;
• com­primer le gaz pour obtenir une pres­sion adap­tée en début de processus.
Les pré­traite­ments néces­saires en fonc­tion des tech­nolo­gies sont à ajuster en fonc­tion des intrants et de la qual­ité prévi­sion­nelle du biogaz (notam­ment sa teneur en H₂S, COV, NH₃, silox­anes).

Les tech­nolo­gies d’épuration

Une unité d’épuration du biogaz est un assem­blage d’éléments, sou­vent livrés pré­mon­tés et testés en usine, ce qui lim­ite les aléas du mon­tage sur site, à installer sur une dalle en béton et/ou des longrines :

• un ou plusieurs con­teneurs com­par­ti­men­tés com­prenant une salle élec­trique, isolée et cli­ma­tisée et une ou plusieurs salles tech­niques con­tenant des équipements qui dépen­dent de la tech­nolo­gie (exem­ple : mem­branes, com­presseur…) ain­si que l’instrumentation, générale­ment sen­si­ble aux aléas cli­ma­tiques. Le choix des matéri­aux élec­triques et non élec­triques doit pren­dre en compte le zon­age ATEX3 ;

• des équipements extérieurs, indi­vidu­els ou mon­tés sur « SKID » (non con­teneurisés), qui dépen­dent de la tech­nolo­gie, des pré­traite­ments néces­saires ou encore des con­di­tions cli­ma­tiques. Dans ce cas, le por­teur de pro­jet doit véri­fi­er avec le four­nisseur les con­di­tions d’installation adap­tées et les con­traintes (ATEX, instal­la­tion, maintenance…).

Plusieurs tech­nolo­gies matures d’épuration du biogaz per­me­t­tent la pro­duc­tion de bio­méthane com­pat­i­ble avec les spé­ci­fi­ca­tions des réseaux : lavage à l’eau, épu­ra­tion mem­branaire, PSA (Pres­sure Swing Adsorp­tion), lavage aux amines et cryo­génie. Cepen­dant, le lavage aux amines et la cryo­génie par exem­ple sont des tech­nolo­gies spé­ci­fiques à cer­tains con­textes (débits élevés, biogaz très pol­lué) et sont à ce jour peu adap­tées à la méthani­sa­tion agri­cole ou ter­ri­to­ri­ale. D’autres solu­tions d’épuration exis­tent, telles que des com­bi­naisons de procédés telles que lavage à l’eau plus membrane.

Lavage à l’eau

Il con­siste à retir­er le CO₂ par un phénomène d’absorption par l’eau, les gaz étant récupérés et l’eau régénérée par un jeu de pres­sions. Lors du con­tact entre l’eau et le biogaz dans les tours d’absorption, le CO₂ est trans­féré vers l’eau, car il est plus sol­u­ble dans l’eau que le CH₄. L’eau s’enrichit avec du CO₂ et, une fois sat­urée, elle néces­site une régénéra­tion. La régénéra­tion per­met de sépar­er le CO₂ de l’eau et de réu­tilis­er cette dernière dans la tour d’adsorption.

Sché­ma du lavage à l’eau du biogaz. Source : https://www.gunt.de/images/download/absorption_french.pdf

Avan­tages  : le séchage du biogaz, le pré­traite­ment de l’H₂S, des COV et des silox­anes sont inutiles avant le lavage à l’eau. En effet, le gaz passe à tra­vers des colonnes d’eau – donc peu importe son humid­ité ini­tiale – et la plu­part des élé­ments indésir­ables tels que l’H₂S sont dis­sous dans l’eau de lavage. C’est l’une des raisons de la bonne adap­ta­tion de cette tech­nolo­gie au traite­ment du biogaz chargé en indésir­ables, sous réserve de com­pat­i­bil­ité des taux d’azote et d’oxygène avec les con­trats d’injection.

Il s’agit d’une tech­nolo­gie éprou­vée et con­nue, avec une exploita­tion facile et un CAPEX intéres­sant en grandes capac­ités. Elle est assez insen­si­ble aux impuretés dans le biogaz, et traite générale­ment très bien H₂S, COV, silox­anes et une par­tie du NH₃ (adap­té aux biogaz chargés en impuretés en per­ma­nence ou en pics). Elle lim­ite les besoins en traite­ment au char­bon act­if. Plutôt adap­tée aux grandes capac­ités, elle néces­site des colonnes de traite­ment assez encom­brantes, soit en hau­teur, soit hor­i­zon­tales. Il faut faire atten­tion à l’encrassement des colonnes (développe­ment bac­térien, dépôts). Après ce traite­ment, le séchage du bio­méthane est oblig­a­toire avant injection.

L’épuration mem­branaire

Une mem­brane se com­pose de plusieurs fibres polymères creuses réu­nies dans un cylin­dre dans lequel passe le gaz sous pres­sion. Le gaz à traiter est ali­men­té d’un côté de la mem­brane, à moyenne pres­sion. La sépa­ra­tion mem­branaire est basée sur la vitesse de per­méa­tion des dif­férentes molécules présentes dans le biogaz. Cette vitesse est rapi­de pour des molécules comme l’H₂O, l’H₂ et le CO₂, et plus lente pour les molécules d’O₂, de CH₄ et de N2. C’est ce qui per­met d’avoir dans le réten­tat un bio­méthane riche en CH₄. En revanche, il existe une com­péti­tion entre les molécules d’azote et de méthane qui fait qu’au-delà d’une cer­taine con­cen­tra­tion en azote (N2 > 1,5 %) la con­for­mité du bio­méthane néces­site une recir­cu­la­tion plus intense, une pres­sion plus impor­tante et donc une con­som­ma­tion élec­trique plus élevée.

Ces instal­la­tions sont com­pactes et évo­lu­tives en capac­ité, avec une exploita­tion aisée. La récupéra­tion de chaleur est pos­si­ble sur les com­presseurs et la récupéra­tion de CO₂ facile. Le retour d’expérience sur les mem­branes com­mence à être sig­ni­fi­catif (plus de 10 ans) et cette tech­nolo­gie est très répan­due en France.

Points négat­ifs : elle est sen­si­ble (plus ou moins selon les mem­branes) à l’H₂S, au NH₃, aux COV et autres impuretés pour cer­taines mar­ques de mem­branes. Il n’y a pas de sépa­ra­tion entre azote et méthane. Les CAPEX sont par­fois non com­péti­tifs sur les débits les plus impor­tants et le biogaz néces­site un pré­traite­ment avant l’étape de sépa­ra­tion mem­branaire (séchage du biogaz par con­den­sa­tion pour élim­in­er l’humidité qui risque de sat­ur­er le char­bon actif).

Le PSA (Pres­sure-Swing Adsorption)

La tech­nique PSA ou tech­nique d’adsorption mod­ulée en pres­sion utilise des adsor­bants solides (tamis molécu­laires) et des dif­férences de pres­sion pour cap­tur­er le CO₂ et épur­er ain­si le biogaz. Après l’adsorption sous haute pres­sion, le matéri­au adsor­bant chargé est régénéré par une diminu­tion pro­gres­sive de la pression.

Sché­ma de l’épu­ra­tion. Source : CSF Méthani­sa­tion — Épu­ra­tion du biogaz et purifi­ca­tion du CO₂. Nou­veaux sys­tèmes énergé­tiques, comité stratégique de fil­ière. © PSA

Avan­tage, les tamis molécu­laires béné­fi­cient de retours d’expériences de 12 à 15 ans selon les con­struc­teurs, qui mon­trent une absence d’altération des per­for­mances (pas de néces­sité de chang­er le tamis). Si besoin est, le procédé PSA peut élim­in­er une par­tie de l’O₂ et du N₂ du biogaz vers l’évent. Mais cette capac­ité d’élimination dépend du cahi­er des charges. Celui-ci per­me­t­tra l’élaboration d’un média adap­té aux exi­gences atten­dues en ter­mes d’épuration.

Cette tech­nolo­gie néces­site une capac­ité tam­pon pour l’évent en cas de val­ori­sa­tion du CO₂ pour liss­er la pro­duc­tion d’évent (débit non con­stant), avec des pertes de CH₄ dans l’évent un peu plus impor­tantes que pour les mem­branes. Le pré­traite­ment est indis­pens­able en amont du procédé PSA pour élim­in­er les COV par char­bons et l’H₂s avec char­bons act­ifs, l’humidité du biogaz par con­den­sa­tion et/ou par adsorp­tion sur char­bon act­if, le NH₃ éventuelle­ment par char­bon act­if ou tour de lavage. Il est pos­si­ble d’utiliser des com­presseurs « oil free » sous cer­taines con­di­tions, ce qui per­met de récupér­er un bio­méthane et un CO₂ sans traces d’huile.

Lavage aux amines

Le lavage aux amines est un procédé d’absorption qui per­met d’éliminer aus­si bien le CO₂ que l’H₂S et d’autres pol­lu­ants du biogaz, sans pré­traite­ment (pas de néces­sité de pré­traite­ment au char­bon act­if). Les amines sont util­isées comme solvant pour amélior­er les per­for­mances d’épuration et sont régénérées au cours du proces­sus pour être réu­til­isées. L’exploitation est réputée comme étant un peu com­pliquée, mais très réac­tive quant à la com­po­si­tion du biogaz, avec un ren­de­ment de récupéra­tion de CH₄ proche de 100 % (pertes proches de 0 %) et une pureté du bio­méthane proche de 100 % égale­ment. En revanche, la régénéra­tion des amines est très con­som­ma­trice d’énergie (chaleur : 120 à 160 °C). La con­cep­tion et l’exploitation néces­si­tent des pré­cau­tions par­ti­c­ulières liées aux risques chim­iques – pour le per­son­nel et l’environnement. Ce procédé sera envis­agé de préférence en présence d’un biogaz riche en pol­lu­ants (hors stan­dard) et sur un site dis­posant de chaleur excé­den­taire en quan­tité suff­isante (type site industriel).

Cryo­génie

En cryo­génie, le méthane (CH₄) et les autres gaz con­sti­tu­ant le biogaz, en par­ti­c­uli­er le dioxyde de car­bone (CO₂), sont séparés par un jeu suc­ces­sif de com­pres­sion (jusqu’à 40 bars), refroidisse­ment, détente qui per­met d’abaisser très forte­ment la tem­péra­ture (jusqu’à − 120 °C). Le méthane et le dioxyde de car­bone sor­tent alors tous les deux sous forme liq­uide. Cette tech­nolo­gie néces­site un séchage très poussé en amont, à plusieurs étapes et onéreux, mais est adap­tée à la pro­duc­tion de bioGNL. Les pertes en CH₄ proches de 0 % et la récupéra­tion de CO₂ sous forme liq­uide, générale­ment assez pur, stock­able et trans­portable, est très facile à par­tir de cette tech­nolo­gie. Mais l’exploitation est com­plexe et les besoins en énergie (supérieurs à 1 kWh/Nm₃ de CH₄) très importants.