4.1 Production de dihydrogène par gazéification
4.1.4 Etude de cas : procédés intégrés de production de dihydrogène à partir de déchets
Est intégré ici un critère de maturité, coté par un indice dénommé TRL (ou Technology Readiness Level. voir Annexe 2).
Une seule application thermochimique de production de dihydrogène à partir de déchets (cf. paragraphe 8) a été répertoriée dans le cadre de cette étude. Les données de fonctionnement ne sont pour autant pas confirmés à ce jour. Par ailleurs, les éléments unitaires d’un potentiel procédé intégré existent sont et tous indépendamment fonctionnels dans le cadre d’autres applications (TRL 9). Pour cela, le procédé dédié à la production de biohydrogène pourrait être qualifié par un TRL 6-7 : la faisabilité est démontrée mais la réalisation d’un prototype permettant d’en valider le fonctionnement réel n’est pas encore avérée.
Il est proposé ici de caractériser et d’évaluer des procédés qui pourraient être adaptés, à la fois en termes techniques et économiques. L’étude s’attachera à considérer l’ensemble de la filière, depuis le déchet sélectionné à la production de dihydrogène dans les spécifications de l’usager (pureté, volume, etc.).
Il est proposé de présenter quatre cas liant chacun un gisement de déchets, un mode opératoire et un usage. Un cas de référence au charbon est proposé à titre de comparaison.
Tableau 33. Présentation des cas d’étude proposés
Cas Gisement mobilisé Mode opératoire Pureté attendue
0 (référence) Charbon Lit fixe à la vapeur 99,95
1 Bois Lit fluidisé dense à l’air 99,95
2 CSR Lit fluidisé dense à l’air 99,95
3 Bois Lit fluidisé dense à l’air enrichi 99,95
4 Bois Lit fluidisé dense à l’air 99,9997
Note : pour rappel, l’appellation CSR n’est pas associée, en France, à des compositions standardisées et chaque gisement de CSR constitue un cas particulier. Notre cas utilise une composition de CSR caractéristique d’un site industriel français (à partir de déchets ménagers).
Les éléments de composition des syngas pour différents combustibles présentés ci-après sont issus de résultats de campagne de tests réalisés en conditions réelles par une entreprise partenaire. Il faut toutefois noter que ces résultats sont issus de tests dont l’objectif n’était pas la production d’hydrogène. Ce qui implique que les essais ont été réalisés sans optimisation des conditions opératoires en ce sens. Les résultats présentés ci-après tendent donc à être conservateurs car une optimisation des conditions opératoires impliqueraient une modification de la composition du syngas, notamment une baisse des teneurs en CH4 et CO ce qui se
traduirait par une réduction des coûts d’investissement et d’exploitation résultant en un coût de hydrogène vert réduit.
4.1.4.1 Note technique 1 Ligne process
La ligne process est composée de :
- Un équipement de broyage du bois pour la mise en condition du gisement, - Un gazéifieur à lit fluidisé dense,
- Un cyclone,Un reformeur pour la conversion du CH4,
- Un échangeur de récupération de la chaleur avant le module de shift, - Un module de shift pour la conversion du CO,
- Une unité de désulfuration, - Un condenseur,
- Une membrane PSA permettant une pureté de 99,95 %,
- Une chaudière gaz pour la production de vapeur si les échangeurs n’étaient pas suffisants. Et tous les équipements nécessaires au bon fonctionnement et à la sécurité de l’exploitation (alimentation en utilités, trémie et convoyeurs, électricité, mesures et contrôle commande, etc.).
Fonctionnement
Le déchet est introduit dans le broyeur qui permet son conditionnement (granulométrie maximale de 30 mm dans toutes les directions). Ce combustible est ensuite introduit par convoyeur dans le gazéifieur fonctionnant à pression atmosphérique et à 900 °C, où les différentes réactions amenant à la gazéification du bois apparaissent.
Le syngas récupéré en partie haute du gazéifieur est d’abord dépoussiéré par cyclone. Ensuite, selon la teneur en CH4, un reformeur à la vapeur permet la conversion du CH4 résiduel du syngaz en H2 et
CO2 ; puis une étape de shift à la vapeur permet la conversion du CO en H2 et CO2.
Cette succession d’équipements permet d’optimiser la production de dihydrogène.
Le syngas reformé est ensuite désulfuré et dévésiculé (condenseur) et finalement dirigé vers une unité de filtration membranaire (PSA) pour l’extraction du dihydrogène seul. En sortie de PSA, le CO2 écarté
doit être stocké, de même que les autres gaz indésirables pour d’autres usages ou pour élimination. A noter que le CO2 sera utilisé en partie pour l’inertage du procédé de gazéification en cas d’arrêt ou
d’incindent.
Dans cette étude, l’analyse s’arrête aux brides de sortie de la membrane.
Le procédé requiert de la vapeur, produite à partir d’une alimentation d’eau qui est préchauffée par récupération d’énergie sur le condenseur et sur le gaz de synthèse (afin de contrôler les niveaux de température réactionnels en amont de l’étape de shift) et serait complété au besoin par une chaudière d’appoint.
Il est considéré en première approche que les condensats récupérés (et pollués) ne sont pas recyclés dans le process, ceci engendrant une consommation d’eau alimentaire défavorable.
Un bilan énérgétique global est nécessaire d’être réalisé pour dimensionner convenablement l’unité. Nous indiquerons en synthèse (4.1.5) l’influence de l’optimisation de la consommation d’eau sur le coût de production d’hydrogène.
Figure 28. Schéma du procédé de production de dihydrogène dans le cas 1
Production et résultats
A partir du schéma ci-dessous, la production de dihydrogène est estimée pour l’ensemble de la chaine process.
Le gisement utilisé est présenté dans le tableau suivant. Il s’agit d’une composition typique de plaquettes de bois A.
Tableau 34. Gisement considéré dans le cas 1
Composition du gisement gazéifié
C %mass sur sec 48,5
H %mass sur sec 6,2
O %mass sur sec 45,2
N %mass sur sec 0,1
S %mass sur sec 0,0
Cl %mass sur sec 0,0
H2O %mass sur brut 14,5
PCI kJ/kg sur brut 18100,0
Tableau 35. Hypothèse considérée dans le cas 1
Hypothèses principales
Type de gazéifieur Lit fluidisé dense
Comburant Air
Puissance MW 10
Rendement en gaz Nm3/kg 2,3
Rdt de conversion du CH4 par reformage 85%
Rdt de conversion du CO par WGS 85%
Rdt de récupération PSA 90%
Les résultats en termes de bilan matières et énergie sont les suivants :
Tableau 36. Caractéristiques du syngas produit dans le cas 1
Composition du syngas produit
H2 %vol 9,8 N2 %vol 49,9 CH4 %vol 4,3 CO %vol 14,4 CO2 %vol 20,2 Autre CxHx %vol 1,4 H2O %vol 0,0 PCI kJ/Nm3 5391,1
Tableau 37. Caractéristiques du syngas produit dans le cas 1
Résultats
Débit de carburant kg/h 1989,0
Débit de syngas Nm3/h 4574,6
Rdt de la gazéification sur PCI 86%
Production d'H2 par gazéification gH2/kg gisement 20,1
Débit de H2 produit par reformage kg/h 44,8
Débit de H2 produit par shift kg/h 63,3
Débit H2 total kg/h 148,1
Débit d'H2 récupéré kg/h 133,3
Rendement H2 massique* 65%
Rendement énergétique global** 45%
* défini comme le rapport entre le débit d’hydrogène récupéré et le débit d’hydrogène mis dans le système, comprenant l’hydrogène intrinsèque au carburant et l’hydrogène de l’eau des réactions de reformage et de shift. ** défini comme le rapport de la puissance dihydrogène récupérée sur la somme de la puissance du combustible, de la puissance du réchauffage de la vapeur et la puissance des auxiliaires électriques.
Les coûts d’investissement et d’exploitation prévisionnels sont détaillés ci-dessous.
Tableau 38. Coûts d’investissement prévisionnels dans le cas 1
Coûts d’investissements (hors taxe)
Broyeur 200 000 € Enrichisseur d'air - € Gazéifieur et épuration 9 500 000 € Reformeur 500 000 € Shift 600 000 € PSA 1 200 000 € Condenseur 500 000 € Echangeur 300 000 Chaudière 50 000 Installations générales 2 700 000 € Aléas et ingénierie 2 740 000 € Total 18 290 000 €
Les coûts d’investissements ont été définis par consultation auprès des fournisseurs ou par extrapolation sur des équipements similaires.
A noter que plusieurs fournisseurs de membranes et de reformeurs ont été contactés sans réponses de leur part. Les coûts devront donc être validés avec des réponses de constructeurs si une étude plus poussée devait être réalisée.
Tableau 39. Coûts d’exploitation prévisionnels dans le cas 1 Coûts d’exploitation (hors taxe)
Amortissement (20 ans, 4%) 1 350 000 € OPEX 5 250 000 € Catalyseurs 40 000 € Eau (0,8/m3) 4 624 000 € Sable (10c€/kg) 318 000 € Gaz (75/MWh) 73 000 € Electricité (65€/MWh) 16 000 € Désulfuration et gestion des effluents 60 000
Main d'œuvre (2ETP) 120 000 €
Total 6 600 000 €
Il est considéré un fonctionnement de 8000 h en régime nominal.
Tableau 40. Coûts d’investissement prévisionnels dans le cas 1
Coût de l'hydrogène 0,50 €/Nm3
5,57 € €/kg
4.1.4.2 Note technique 2
La ligne process dans le cas de la note technique 2 diffère de celle de la note technique 1 sur les points suivants :
- Le combustible utilisé est du CSR à la place de bois de type bois A, ayant un plus haut PCI et une composition élémentaire différente et en particulier une teneur moindre en C et O ; - Cela implique une composition du syngas différente et notamment une moindre teneur en CO,
CH4 et CO2 ; cela a un impact sur le fonctionnement des reformeurs.
Ces deux éléments impactent les estimations des coûts d’investissement et d’exploitation.
Les bilans technico économiques du cas 2 sont présentés dans le tableau bilan synthétique en 4.1.5.
4.1.4.3 Note technique 3
La ligne process dans le cas de la note technique 3 diffère de celle de la note technique 1 sur les points suivants :
- Le comburant utilisé est de l’air enrichi au lieu d’air naturel,
- Cela implique une variation de la composition du syngas et notamment une augmentation de la teneur en H2 et CO (accompagnée d’une forte augmentation du PCI) ; cela a un impact sur le
fonctionnement des reformeurs.
Ces éléments impactent les estimations des coûts d’investissement et d’exploitation.
Les bilans technico économiques du cas 3 sont présentés dans le tableau bilan synthétique en 4.1.5.
4.1.4.4 Note technique 4
La ligne process dans le cas de la note technique 4 diffère de celle de la note technique 1 sur les points suivants :
- La pureté attendue est supérieure est plus élevée,
- Cela induit une augmentation des coûts d’investissement et une réduction du débit d’hydrogène récupéré.
Les bilans technico économiques du cas 4 sont présentés dans le tableau bilan synthétique en 4.1.5.
4.1.5 Synthèse et analyse des résultats