Soutenance mémoire
Composition du biogaz
Le biogaz issu du procédé de méthanisation est constitué du méthane, dioxyde de carbone, vapeur d’eau, sulfure d’hydrogène, diazote et des COV avec des proportions volumétriques différentes :
Le méthane (CH4) est un gaz inodore et incolore, plus léger que l’air. Ce gaz est inflammable et le mélange dans l’air est explosif.
Le dioxyde de carbone (CO2) est un gaz inodore et incolore, plus lourd que l’air. Il n’est ni inflammable, ni toxique.
Le sulfure d’hydrogène (H2S) est un gaz avec une odeur caractéristique dite « d’œuf pourri », plus lourd que l’air. A haute concentration (> 700 ppm), il provoque la mort.
Les composés organiques volatils (COV), composés d’hydrocarbures aliphatiques et aromatiques, ils sont toxiques.
Les différentes proportions des constituants du biogaz varient fortement en fonction du déchet traité. Le tableau 1.2, résume les pourcentages des différents produits du biogaz et les caractéristiques comparées au gaz naturel. Tableau 1-2 Comparatif des propriétés du biogaz issu de la méthanisation et du gaz naturel (Biogaz énergie renouvelable, 2016).
Wobbe est défini comme étant le quotient entre le PCS (Pouvoir Calorifique Supérieur) du gaz et la racine carrée de sa densité par rapport à l’air.
D’un point de vue environnemental, le biogaz est un gaz renouvelable dont la valorisation réduit les émissions des Gaz à Effet de Serre (GES) même si la composition en CO2 varie entre 20 et 40 %. A noter que l’impact du méthane sur le réchauffement global de l’atmosphère est 23 fois plus supérieur à celui du CO2, d’où la valorisation énergétique du méthane.
Valorisation du biogaz
Après avoir subi une épuration, le biogaz va se transformer en biométhane. Cette énergie peut servir comme source de production d’électricité et de chaleur dans une unité de cogénération, comme combustible par injection dans le réseau ou comme carburant, en particulier pour les poids lourds. L’énergie électrique peut être soit redistribuée sur le réseau électrique, soit consommée sur place. Cette dernière ne représente qu’un tiers de l’énergie contenue dans le gaz, le reste étant perdu principalement en chaleur. Dans ce cas, le biogaz est simplement épuré des polluants H2S et siloxanes vu qu’il est brûlé dans des moteurs à gaz pauvre.
La Fig. 1.6 montre la valorisation du biogaz sous forme de production électrique et de chaleur dans l’UE. La production d’électricité du biogaz augmente de 22,2 % en 2012 par rapport à 2011. Cette dernière est toujours en augmentation et atteint une valeur de 55 TWh en 2015. En 2020, cette production devrait augmenter de 20 % par rapport à 2015, soit 65,5 TWh.
Voies de valorisation du biométhane
Les voies de valorisation du biométhane dépendent soit du besoin d’un site industriel, soit des besoins pour la mobilité.
Biométhane carburant ou bio GNV
Le biométhane carburant ou bio GNV est utilisé exactement comme le gaz naturel. La pression des réservoirs des véhicules fonctionnant au GNV est de l’ordre de 250 bar. Le bio GNV suit plusieurs normes. La pureté minimale du bio GNV est de l’ordre de 86 % de CH4 (ISO 15 403).
Les différents paramètres pour une valorisation en biométhane carburant sont présentés dans le tableau 1.4 (Aile, 2016). Tableau 1-4 Paramètres de valorisation en biométhane carburant (Aile, 2016).
Du bio GNV au bio GNL
Une des voies de valorisation du biométhane consiste à le liquéfier. Ainsi, dans ce cas, un passage du bio GNV au bio GNL est effectué. Ce dernier est stocké à une température de -163 °C. Avec un volume réduit de 600 fois, l’utilisation du bio GNL est avantageuse à la fois pour la logistique du biométhane hors réseau de gaz naturel et pour les poids lourds faisant de longues distances. Le bio GNL autorise une meilleure autonomie que le bio GNV. Deux technologies principales de liquéfaction existent : la technologie du système à mélange de réfrigérants et la technologie à cycle fermé à l’azote.
Injection dans le réseau de gaz naturel
La deuxième voie de valorisation du biométhane consiste en une injection directe dans le réseau du gaz naturel. La qualité du biométhane, issu de l’épuration, suit une certaine norme (Aile, 2016). Les spécifications pour le biométhane injecté sont définies par GRDF qui impose une pureté minimale pour l’injection dans le réseau soit de 97,5 %. Les différents paramètres qu’il faut respecter pour l’injection sont présentés dans le tableau 1.6.
Comparatif des technologies d’épuration
Technologie de séparation membranaire
Le principe du procédé consiste à autoriser le passage des molécules du CO2, H2O et NH3, à travers les membranes, dans le perméat (Fig. 1.9). Le biogaz est d’abord prétraité par du charbon actif pour prélever le H2S, ensuite il est séché pour retirer une partie de l’eau par condensation. Une partie du biogaz pré-purifié traverse le module de filtration membranaire après avoir subi une compression (4-13 bar).
Le passage à travers les membranes dépend de la perméabilité ou de la solubilité de chaque gaz à l’intérieur des matériaux de la membrane. L’eau possède la vitesse de perméation la plus élevée dans ce cas. Le biométhane issu de cette technologie est à 95 % de pureté avec un perméat riche en CO2 avec des traces de CH4, H2S et NH3 (Offgaz).
Procédé d’absorption
Principe du procédé d’absorption
L’absorption peut être soit physique, basée sur la seule solubilité dans un solvant physique soit chimique avec la formation d’un nouveau composé qui sera décomposé et extrait par la chaleur avec régénération du solvant chimique.
Absorption physique par lavage à l’eau
Pour une absorption physique, le processus est basé sur la solubilité du composé à extraire dans la phase liquide. L’intérêt de ce type de procédé est de travailler à basse température vu que la solubilité est inversement proportionnelle à la température. L’eau glycolée est parmi les liquides de lavage les plus utilisés. Ce liquide de lavage doit avoir des propriétés spécifiques (non toxique, non inflammable et une forte solubilité). Le biogaz sous une pression de 9 bar entre en contact avec l’eau de lavage où le CO2 et le H2S sont absorbés. En effet, le CO2 et le H2S possèdent une plus grande solubilité dans l’eau que le CH4. Une colonne de dégazage permet de récupérer les éléments dissous. Une faible concentration de CH4 est présente dans les éléments récupérés. Une dernière étape de séchage est effectuée pour éliminer toute trace d’eau (Fig. 1.12). Une partie du biogaz est brûlée dans une chaudière juste avant le lavage afin defournir le besoin en chaleur du méthaniseur.
Système de déshumidification de Cryo Pur
Le système de déshumidification du pilote de Cryo Pur est divisé en deux sous-systèmes. Lepremier sous-système (SS-240) refroidit le biogaz jusqu’à -40 °C, alors que le deuxième soussystème (SS-250) amène le biogaz à une température de -78 °C. Le givrage dans chaque soussystème s’effectue sur les surfaces froides d’un échangeur tube à ailettes. L’eau givrée sur les surfaces froides de l’échangeur est ensuite dégivrée soit par fusion, soit par sublimation. La teneur en eau contenue dans le biogaz varie en fonction de la température (Fig. 1.15).
Couplage du réchauffage du méthaniseur du procédé d’épuration cryogénique par une TFP
Intégration d’une TFP dans un procédé industriel
Les PAC industrielles sont des PAC de moyenne et grande puissances thermiques utilisées dans les procédés industriels pour le chauffage des flux de procédés. Dans le cas de cette étude le flux de procédé est représenté par les boues. Le contexte actuel vise donc à une intégration énergétique pour une meilleure efficacité. L’intérêt du développement des PAC industrielles provient clairement de la nécessité de valorisation des énergies perdues. En effet, la PAC permet une récupération de l’énergie perdue et sa valorisation en la transférant à un niveau de température plus élevé, appelé puits (Fig. 2.1).
Principes de l’intégration énergétique
L’intégration énergétique visant à utiliser au mieux l’énergie thermique, est l’une des approches les plus importantes en vue d’une utilisation efficace de l’énergie. L’analyse exergétique permet d’analyser les procédés industriels et d’évaluer tous les types d’énergie (chimique, thermique, mécanique,…) selon la même grandeur et permet d’étudier la génération des différents types d’irréversibilités du système. D’autre part, la méthode de pincement permet d’optimiser thermodynamiquement et économiquement les options de récupération énergétique. Les techniques d’intégration des procédés peuvent s’appliquer aux différentes problématiques industrielles :
Optimisation de la consommation énergétique.
Réduction de la consommation d’eau et des rejets d’effluents.
Réduction des coûts d’investissement.
Analyse exergétique
L’exergie définit la qualité de l’énergie selon le second principe de la thermodynamique. En effet, disposer de 1 kWh el ou de 1 kWh th n’est pas équivalent, comme avoir 1 kWh th à température légèrement supérieure à la température ambiante ou 1 kWh th à très haute température (Lallemand, 2007). Cette différence de qualité s’explique grâce à l’exergie qui est une mesure de la production du travail maximal associée à une modification énergétique. Les énergies électrique et mécanique sont de l’exergie pure. Dans le cas de l’énergie thermique, l’exergie (Ex) sera le potentiel de cette dernière à produire un travail maximal, autrement dit la part de l’énergie qui est transformable en énergie mécanisable (Eq 2.4).
PAC intégrée au-dessus du pincement
Dans ce cas, de la chaleur sous forme de travail est fournie au flux froid (qui doit s’échauffer), c’est aussi une génération de perte exergétique et donc c’est aussi à proscrire. PAC intégrée au niveau du pincement
Dans ce cas, de la chaleur est prélevée du flux chaud, dans la zone au-dessous du pincement et pompée avec assistance mécanique vers le flux froid, dans la zone au-dessus du pincement. La chaleur prélevée vaut Q alors que celle pompée vaut Q+W. Ce fonctionnement est typique d’une TFP (thermo frigo pompe). L’évaporateur de la TFP est situé dans la zone au-dessous du pincement et le condenseur de la TFP est situé dans la zone au-dessus du pincement. Une utilité froide est utilisée afin de prélever le surplus de chaleur dans la zone au-dessous du pincement (C-Q) et une utilité chaude est utilisée afin de fournir le reste du besoin dans la zone au-dessus du pincement (H-W-Q).
Intégration thermique étendue aux facteurs exergétiques
L’intégration thermique étendue aux facteurs exergétiques prend en compte les critères économiques associés aux coûts des composants et en particulier au coût des surfacesd’échange. La méthode est basée sur la méthode de pincement traditionnelle et sur la théorie del’exergie (Abou Khalil, 2008). Elle prend en compte les pertes exergétiques des transferts de chaleur associées aux écarts de températures entre les flux. La théorie de l’exergie peut ajouter également à cette méthode les pertes exergétiques de dissipation (pertes de charges) et les pertes exergétiques de fabrication. Cette étude va traiter les pertes exergétiques de transfert de chaleur au niveau d’un réseau d’échangeurs.
La méthode de pincement étendue aux facteurs exergétiques intervient une fois que le procédé industriel est analysé énergétiquement et exergétiquement. En effet, elle permet une représentation graphique du bilan exergétique du procédé. Le but est d’optimiser le procédé économiquement, énergétiquement et exergétiquement tout en modifiant le facteur de pincement. En effet, un pincement élevé engendre des pertes exergétiques élevées, mais encontrepartie il conduit à une diminution de la surface d’échange et donc du coût de l’échangeur.
D’autre part, un pincement plus faible permet de diminuer les pertes exergétiques d’une part et d’augmenter la surface de l’échangeur d’autre part (sous-entendu son coût).
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Table des matières
Remerciements
Résumé
Résumé en anglais
Nomenclature
Table des matières
Liste des tableaux
Liste des figures
Liste des annexes
Introduction
Première partie Positionnement du sujet
1. Le biométhane : énergie combustible à haute pureté
1.1. Contexte énergétique
1.1.1. Evolution du marché énergétique
1.1.2. Evolution des prix des sources énergétiques
1.1.3. Energies renouvelables
1.1.4. Méthanisation
1.1.5. Composition du biogaz
1.1.6. Valorisation du biogaz
1.2. Biométhane : énergie renouvelable à haute pureté
1.2.1. Du biogaz au biométhane
1.2.2. Voies de valorisation du biométhane
1.2.2.1. Biométhane carburant ou bio GNV
1.2.2.2. Du bio GNV au bio GNL
1.2.2.3. Injection dans le réseau de gaz naturel
1.3. Comparatif des technologies d’épuration
1.3.1. Technologie de séparation membranaire
1.3.2. Procédé d’adsorption ou PSA (Pressure Swing Adsorption)
1.3.3. Procédé d’absorption
1.3.3.1. Principe du procédé d’absorption .
1.3.3.2. Absorption physique par lavage à l’eau .
1.3.3.3. Absorption chimique par lavage aux amines
1.3.4. Procédé d’épuration cryogénique Cryo Pur
1.4. Système de déshumidification de Cryo Pur
1.5. Conclusion
Deuxième partie Intégration d’une TFP dans un procédé d’épuration du biogaz
2. Couplage du réchauffage du méthaniseur du procédé d’épuration cryogénique par une TFP
2.1. Intégration d’une TFP dans un procédé industriel
2.1.1. Principes de l’intégration énergétique
2.1.2. Analyse exergétique
2.1.3. Méthode de pincement
2.1.4. Intégration thermique étendue aux facteurs exergétiques
2.1.5. Choix des fluides frigorigènes
2.2. Récupération de la chaleur du procédé d’épuration
2.2.1. Efficacité énergétique et exergétique du SS-240
2.2.2. Efficacité énergétique et exergétique du SS-250
2.2.3. Efficacité énergétique et exergétique du SS-300
2.2.4. Efficacité énergétique et exergétique du SS-400
2.2.5. Efficacité énergétique et exergétique du procédé d’épuration
2.3. Efficacité énergétique et exergétique du système complet
2.3.1. Intégration thermique
2.3.2. Composants et cycle thermodynamique de la TFP
2.3.3. Energie fournie au niveau du condenseur de la TFP
2.3.4. Energie absorbée par l’évaporateur de la TFP
2.3.5. Consommation électrique du système complet
2.3.6. Rendement exergétique de la TFP et du système complet
2.4. Optimisation énergétique, exergétique et économique du système complet
2.4.1. Analyse énergétique et exergétique de la TFP
2.4.2. Optimisation énergétique du système
2.4.3. Optimisation exergétique du système
2.4.4. Optimisation économique du système
2.5. Conclusion
Troisième partie Modélisation du système de déshumidification du procédé d’épuration
3. Etat de l’art sur les systèmes de givrage et de dégivrage
3.1. Introduction
3.2. Changements de phase de l’eau
3.3. Etat de l’art sur le système de givrage
3.3.1. Les principes fondamentaux de la formation du givre
3.3.2. La théorie de la nucléation
3.3.3. Conclusion
3.3.4. Historique des modèles de givrage
3.3.5. Corrélations pour les propriétés du givre
3.3.5.1. Masse volumique de la couche de givre
3.3.5.2. Conductivité thermique de la couche de givre
3.3.5.3. Epaisseur de la couche de givre
3.3.6. Conclusion
3.4. Etat de l’art sur le système de dégivrage
3.4.1. Dégivrage par inversion du cycle
3.4.2. Dégivrage par fusion
3.4.3. Dégivrage par sublimation
3.4.3.1. Introduction
3.4.3.2. Les pompes à vides volumétriques
3.4.3.3. Coefficient de sublimation
3.4.3.4. Pression de saturation
3.5. Conclusion
4. Modélisation dynamique et optimisation du cycle de givrage allant de 0 à -78 °C
4.1. Caractéristiques de l’échangeur à tubes à ailettes
4.1.1. Introduction
4.1.2. Les coefficients d’échange
4.1.2.1. Coefficient d’échange externe
4.1.2.2. Coefficient d’échange interne
4.1.3. Pertes de charge
4.1.3.1. Pertes de charge internes
4.1.3.2. Pertes de charge externes
4.1.4. Efficacité et rendement de l’ailette
4.1.4.1. Ailette rectangulaire plane
4.1.4.2. Ailette circulaire plane
4.1.4.3. Ailette hexagonale
4.2. Modélisation dynamique du phénomène de givrage
4.2.1. Equations relatives à la géométrie de l’échangeur
4.2.2. Equations relatives au transfert de chaleur
4.2.3. Equations relatives à la couche de givre
4.2.4. Algorithme de calcul
4.3. Optimisation du cycle de givrage
4.3.1. Optimisation exergétique du système allant de 0 à -78 °C
4.3.2. Effet des matériaux de l’échangeur
4.3.3. Effet du pas d’ailettes
4.3.3.1. Pas d’ailettes fixes
4.3.3.2. Pas d’ailettes variable
4.3.4. Etude de la sensibilité sur la vitesse du biogaz
4.4. Conclusion
5. Modélisation dynamique et amélioration de l’efficacité énergétique du cycle de dégivrage
5.1. Introduction
5.2. Modèle dynamique de dégivrage par fusion
5.2.1. Introduction du modèle
5.2.2. Phase de préchauffage
5.2.3. Phase de fusion
5.2.4. Phase de drainage de l’eau
5.2.5. Algorithme de calcul
5.2.6. Paramètres affectant le dégivrage
5.2.6.1. Matériaux des tubes et des ailettes
5.2.6.2. Masse volumique de la couche de givre
5.2.6.3. Débit de gaz chaud
5.2.7. Amélioration de l’efficacité énergétique du dégivrage
5.2.7.1. Analyse énergétique
5.2.7.2. Analyse exergétique
5.3. Modèle dynamique de dégivrage par sublimation
5.3.1. Introduction du modèle .
5.3.2. Equations relatives au transfert de masse
5.3.3. Equations relatives au transfert énergétique
5.3.4. Résultats de la simulation
5.3.5. Conclusion
Quatrième partie Résultats et comparaison expérimentale
6. Résultats d’essai sur les cycles de givrage et de dégivrage
6.1. Introduction
6.2. Système de déshumidification du pilote BioGNVAL
6.2.1. Sous-système de déshumidification SS-240
6.2.1.1. Composants du SS-240
6.2.1.1.1. Compresseur CP-240-01
6.2.1.1.2. Condenseur HX-240-02
6.2.1.1.3. Détendeur électropneumatique
6.2.1.1.4. Evaporateur (échangeur à tubes à ailettes)
6.2.1.2. Principe de fonctionnement
6.2.2. Sous-système de déshumidification SS-250
6.3. Validation expérimentale
6.3.1. Géométrie des échangeurs à tubes à ailettes
6.3.2. Validation de la séquence de givrage
6.3.2.1. Caractéristiques du dimensionnement
6.3.2.2. Courbes de températures caractéristiques des échangeurs
6.3.2.3. Puissance frigorifique des échangeurs
6.3.2.4. Rendement de l’ailette
6.3.2.5. Température de surface de la couche de givre
6.3.2.6. Epaisseur de la couche de givre
6.3.3. Validation de la séquence de dégivrage
6.4. Conclusion
Conclusions et Perspectives
Annexes
Résumé
Résumé en anglais
