Production du biogaz, procédés de liquéfaction de méthane et leurs méthodes d’optimisation

Énergies fossiles : un choix inévitable ?

Depuis la révolution industrielle, l’histoire de l’humanité a connu un tournant sans précédent. Avec la naissance du couple charbon-vapeur à la fin du 18ème siècle et l’utilisation du gaz et du pétrole au début du 20ème, le mode de vie de l’être humain a évolué vers un quotidien dépendant de l’énergie fossile. Les inventions qui ont révolutionné cette époque, notamment dans le domaine médical, ont permis une amélioration de la qualité de vie et par conséquent un allongement de l’espérance de vie humaine. Ces modifications ont entrainé une croissance démographique exponentielle, la population mondiale a été multipliée par 6 en 167 ans en passant de 1260 millions d’habitants à 7 milliards au début du 21ème siècle.

Les hommes ont privilégié ces énergies aux vues de leur abondance, leur commodité et leur rapport qualité/prix. Ces ressources couvrent aujourd’hui 81% des besoins mondiaux en énergie primaire, répartis entre le pétrole (33%), le charbon (27%) et le gaz naturel (21%) (FTV, 2016).

Au rythme de cette consommation massive, le globe a connu une augmentation croissante des émissions du dioxyde de carbone (CO2), qui est l’un des principaux gaz à effet de serre. D’après les observations des scientifiques, la concentration du CO2 dans l’atmosphère culminait autour de (403 ppm) en 2016, contre (280 ppm) à l’ère préindustrielle (ce qui correspond à une augmentation de 40% avec une croissance moyenne de 2 ppm/an durant les 10 dernières années) (IEA, 2017a). Cette accumulation considérable du CO2 dans l’atmosphère est à l’origine du réchauffement planétaire de 2°C. Ainsi, d’après le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’Evolution de Climat (GIEC), pour maintenir la hausse de température à la fin du siècle inférieure à 2°C, une réduction radicale des émissions de CO2 serait nécessaire (IPCC, 2014).

Le gaz naturel, un premier pas vers la transition énergétique 

Les deux tiers des émissions du CO2 constatées en 2015 proviennent de deux secteurs : la production de l’électricité et la génération de la chaleur. Cette production repose lourdement sur le charbon, responsable de 45% des émissions globales de CO2, soit le double des émissions émises par le gaz naturel (IEA, 2017b).

Un premier pas vers l’objectif de 2°C est d’augmenter la part du gaz naturel dans le mix énergétique par ce que l’on appelle le « Switch » du charbon vers le gaz dans la génération électrique (Planète-énergie, 2016). Dans le scénario « développement durable » élaboré par l’Agence Internationale de l’Energie (AIE), la consommation du gaz naturel augmentera de près de 20% jusqu’en 2030. Cette croissance affectera surtout les pays avec des systèmes énergétiques dépendant fortement du charbon, comme la Chine et l’Inde. Le gouvernement chinois prévoit une évolution de la part du gaz naturel dans le mix énergétique de 5,9% en 2015 à 15% en 2030 (EIA, 2017). En France, la demande mensuelle de gaz naturel a atteint son maximum en janvier 2017, avec une augmentation de 30% par rapport à l’année précédente. En effet le pays a dû faire face à la décision de l’autorité française, concernant des études de sureté menées dans toutes les centrales nucléaires en 2016, en augmentant son approvisionnement en gaz afin de satisfaire la demande (IEA, 2017b). Le développement du marché du GNL a joué un rôle important en faveur de la compétitivité du gaz naturel aux autres énergies fossiles. En effet le marché mondial du GNL connait une croissance de 4% à 6% par an, contre 1% à 2% pour la consommation globale de gaz (Clemente, 2017). Le développement des unités flottantes de regazéification et de stockage, les prix en baisse du gaz et la flexibilité des contrats du GNL, ont encouragé le recours au gaz naturel liquéfié. Les pays importateurs du GNL estimés à 35 en 2016 vont presque doubler d’ici 2030 (Clemente, 2017). Au niveau européen, le projet « LNG Blue corridors », lancé en Mai 2013, et qui consiste à l’avitaillement de véhicules lourds en gaz naturel (150 camions attendus en 2018), contribue à l’essor du GNL carburant en Europe (120 camions en 2016) et place le gaz naturel comme vecteur clé vers une énergie basse en émissions de carbone (Schwoerer, 2017). Malgré ce type de projets, le recours au gaz naturel reste une solution nécessaire à court terme pour réduire les émissions du CO2, mais non suffisante pour maintenir le réchauffement climatique à 2°C. Pour parvenir à cet objectif, l’augmentation de la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique est indispensable. Un intérêt particulier est donc porté à l’utilisation du biogaz, car son épuration conduit à du biométhane, considéré comme la version renouvelable du gaz naturel.

Le biogaz, comme substituant du gaz naturel 

Production du biogaz 

Le biogaz est produit par digestion anaérobique de matière organique (méthanisation) dans des systèmes contrôlés, appelés digesteurs, ou bien de façon spontanée dans les zones d’enfouissement de déchets. Il se compose principalement du méthane (CH4) et du dioxyde de carbone (CO2). Cependant le terme « biogaz » regroupe une grande variété de gaz avec des teneurs variées de CH4 et de CO2, ainsi que des impuretés (H2S, N2, O2,…), issus des différentes sources de matière organique et d’infrastructure de méthanisation (stations d’épurations d’eau (STEP), déchets organiques diverses, industriels, agricoles, d’origine animale et ménagère).

Les différentes étapes sont expliquées ci-dessous :

1/ L’hydrolyse : Cette première étape consiste à convertir les macromolécules organiques, liquides ou solides, en molécules solubles dans de l’eau via des bactéries hydrolytiques.

2/ L’Acidogenèse : Lors de cette étape, les différents monomères issus de l’hydrolyse sont transformés en AGV (Acides Gras Volatiles) et alcools via des bactéries fermentaires.

3/L’Acétogenèse : Dans cette étape, les acides gras volatiles se dégradent en acide acétique, et on a la formation d’hydrogène et de dioxyde de carbone.

4/ La Méthanogenèse : phase ultime où il y a la production du méthane par deux bactéries : les premières acétogènes qui assurent la réduction de l’acétate en méthane, CH4 et bicarbonate. Les secondes, réduisent le bicarbonate en méthane.

Du biogaz au biométhane

Pour l’injection du biométhane dans le réseau du gaz naturel, le biogaz brut doit être épuré. Le produit résultant de son épuration est le biométhane, un gaz ayant des propriétés très similaires au gaz naturel (ADEME, 2016a). L’association française de gaz (AFG) a défini la qualité du biométhane répondant aux exigences des gestionnaires de réseaux . La teneur en CH4 permettant d’atteindre un PCS minimum de 10,7 kWh/Nm3 doit être supérieure à 96,65%. Cette teneur dépend du procédé de traitement du biogaz adopté. En général, les procédés de traitement du biogaz se segmentent en trois principales opérations (Rivera-Tinoco, 2012) :
• La dépollution : cette opération consiste à éliminer le sulfure d’hydrogène (H2S), les organo-halogénés et les métaux.
• La déshydratation : Cette opération implique l’élimination de la vapeur d’eau.
• L’enrichissement : cette opération consiste à éliminer le CO2 et l’azote (N2) afin d’améliorer le pouvoir calorifique supérieur du gaz et par conséquent l’indice de Wobbe.

Table des matières

Sommaire
Liste des figures
Liste des tableaux
Nomenclature
Introduction générale
Chapitre 1 – Etat de l’art : Production du biogaz, procédés de liquéfaction de méthane et leurs méthodes d’optimisation
1. Contexte général
1.1. Énergies fossiles : un choix inévitable ?
1.2. Le gaz naturel, un premier pas vers la transition énergétique
1.3. Le biogaz, comme substituant du gaz naturel
A. Production du biogaz
B. Composition du biogaz
C. Valorisation du biogaz
D. Du biogaz au biométhane
E. Contexte et enjeux du biométhane liquéfié
2. Procédés de liquéfaction
2.1. Classification des procédés de liquéfaction du gaz naturel
A. Les cycles en cascade à réfrigérants purs
B. Les cycles à mélange de réfrigérants
C. Cascade à mélange de réfrigérants
D. Procédés à cycle d’expansion de gaz
2.2. Description des procédés de liquéfaction du biométhane et du gaz naturel
3. Méthodes d’analyse des procédés de liquéfaction et méthodes numériques d’optimisation
3.1. Méthodes d’analyse des performances des procédés
A. Méthode de pincement
B. Analyse exergétique
3.2. Méthodes d’optimisation numérique des procédés de liquéfaction du gaz naturel
Conclusion
Chapitre 2 – Simulation, analyse exergétique et optimisation de cycles à mélange de réfrigérants adaptés à la micro-liquéfaction
1. Simulation et optimisation de différentes architectures de cycle à mélange de réfrigérant inflammables
2. Cycle à mélange de réfrigérants inflammable
2.1. Description du procédé
2.2. Base thermodynamique et modèle thermodynamique
2.3. Analyse exergétique
2.3.1. Calcul de la destruction d’exergie
2.3.2. Calcul du COP et du rendement exergétique
2.4. Optimisation de la première architecture
2.4.1. Définition de la fonction objectif
2.4.2. Contraintes et variables de décision
2.4.3. Choix des variables de décision
2.4.4. Processus d’optimisation
2.4.5. Résultats de l’optimisation
2.5. Description et optimisation de la deuxième architecture
2.5.1. Description et évaluation des performances de la deuxième architecture
2.5.2. Calcul du COP et de destruction d’exergie
A. Calcul du COP
B. Calcul de la destruction d’exergie
2.5.3. Optimisation de la deuxième architecture
2.6. Description et optimisation de la troisième architecture
2.7. Evaluation des performances des liquéfacteurs hybrides Cascade-Stirling
2.8. Etude d’impact de la pression du biométhane sur les différentes architectures
2.9. Etude de l’impact de la compression du biométhane
3. Cycle à mélange de réfrigérants non inflammable
3.1. Critères de sélection des corps purs
3.1.1. Critères d’usage
3.1.2. Critères de sécurité
3.1.3. Critères environnementaux
3.1.4 Conclusion
3.2. Résultats de la simulation de l’architecture 1 et 3 avec le mélange de réfrigérant noninflammables
3.2.1. Performances énergétiques de l’architecture 1
3.2.2. Comparaison des deux architectures avec mélange inflammable et non
inflammable
Conclusion
Chapitre 3 – Simulation des régimes à charge partielle et transitoires du cycle à mélange de réfrigérants non inflammables
Introduction
1. Simulation en charge partielle du cycle à mélange de réfrigérants non inflammables
2. Simulation dynamique du cycle à mélange de réfrigérant non inflammable
2.1. Revue bibliographique
2.2. Simulation à l’aide de Aspen HYSYS Dynamics
2.2.1. Simulation des composants
2.2.1. Dimensionnement et définition des frontières du système
Conclusion
Chapitre 4 – Conception, réalisation du banc d’essai et étude technico-économique
Introduction
1. Caractéristiques des composants du cycle à mélange de réfrigérant
1.1. Le bloc compresseur
1.2. Le bloc cycle à mélange de réfrigérant
1.3. Dimensionnement SWEP des échangeurs
1.3.1. Principe des échangeurs à plaque
1.4. Le bloc échangeurs de liquéfaction biométhane
1.4.1. Dimensionnement SWEP des deux échangeurs LNG-103 et LNG-104
1.5. Stockage du biométhane (centrale de transfert)
2. Instrumentation et acquisition des données
2.1. Capteurs de température
2.2. Transmetteurs de pression
2.3. Débitmètres
2.4. Mesures de sécurité
2.5. Assemblage
2.6. Contrôle de l’étanchéité du circuit
2.7. Zonage ATEX
2.7.1. Calcul du débit de ventilation
2.7.2. Quadrillage de la zone de ventilation
Conclusion générale

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