4.2.1 Principe
Le principe de production de dihydrogène est le même que celui utilisé traditionnellement pour le reformage du méthane. Il s’agit donc de :
- Reformer le méthane par un réacteur de vaporeformage,
- Convertir le CO par une conversion déplacée à la vapeur d’eau (WGS).
Les deux réactions peuvent avoir lieu dans le même réacteur qui sera étagé et possèdera différents catalyseurs.
4.2.1.1 Réactions impliquées
Les réactions globales et apparentes qui entrent en jeu sont les suivantes : Réaction de vaporeformage du méthane :
CH4+ H2O → CO + 3 H2 (4.9)
Si le monoxyde de carbone est converti par la réaction de Water Gas Shift, l’équation globale de vaporeformage devient :
CH4+ 2 H2O → CO2+ 4 H2 (4.10)
Donc 1 mole de méthane permet d’obtenir 4 moles de dihydrogène.
La multiplication par la masse molaire respective de chaque côté de l’implication permet d’accéder à la correspondance massique :
16 g CH4→ 8 g H2
Soit une masse de dihydrogène produite par unité de masse de méthane, notée m H2/CH4, qui vaut :
m H2/CH4 = 500 g H2/kg CH4
4.2.1.2 Procédé intégré de vaporeformage du biogaz
La difficulté particulière du vaporeformage du biogaz réside dans le prétraitement du biogaz qui est chargé en composés soufrés, siloxanes et composés organochlorés.
Il est donc prévu un traitement d’épuration en amont du reformeur, par adsorption sur charbon actif. Cela permettra de protéger les catalyseurs, sensibles à ces composés.
Un réchauffage par chaudière gaz permettra ensuite de monter la température du biogaz autour de 850 °C, pour la réaction de vaporeformage. Une optimisation énergétique par récupération de la chaleur du condenseur pourrait être opportunément réalisée ; elle n’est cependant pas prise en compte ici.
A noter qu’il n’est pas prévu d’assécher le biogaz, saturé, en amont du procédé. En effet, l’eau contenue dans le biogaz sera consommée par la réaction de reformage.
Figure 32. Schéma du procédé de production de dihydrogène dans le cas 5 – reformage de biogaz
4.2.2 Note technique 5 : reformage de biogaz L’étude est réalisée en prenant deux biogaz différents :
- Un biogaz d’installation de stockage des déchets ménagers non dangereux (ISDND), - Un biogaz de méthanisation de boues de station d’épuration (STEP).
Production et résultats
A partir du schéma ci-dessous, la production de dihydrogène est estimée pour l’ensemble de la chaine process.
Les compositions des biogaz utilisés dans cette étude de cas sont montrées dans le Tableau 45. Pour rappel, il s’agit de deux biogaz typiques correspondant à des sites précis. Chaque biogaz rencontré sera en revanche différent en fonction de la composition des déchets et des boues dégradées.
Tableau 45. Biogaz considérés dans l’étude de cas
Composition du gisement biogaz
Biogaz d’ISDND Biogaz de STEP
N2 %vol sur sec 16,2 1,0
CH4 %vol sur sec 48,3 66,5
CO2 %vol sur sec 35,5 32,5
H2O %vol sur brut 6,0 6,0
PCI (kJ/Nm3) kJ/nm3 16306,1 22444,2
Les hypothèses utilisées pour les calculs sont les suivantes :
Tableau 46. Hypothèse considérée pour les cas de vaporeformage de biogaz
Biogaz d’ISDND/STEP
Débit de biogaz Nm3/h 750,0
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 47. Caractéristiques du syngas produit dans les cas de vaporeformage de biogaz
Résultats
Biogaz d’ISDND Biogaz de STEP
Débit de H dans le déchet kg/h 82,5 113,1
Débit de H dans la vapeur kg/h 86,3 118,7
Débit de H2 produit par vaporeformage kg/h 146,63 201,72
Rendement H2 massique* 78,2% 78,3%
Rendement énergétique global** 80,4% 81,7%
* 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 48. Coûts d’investissement prévisionnels dans les cas de vaporeformage de biogaz
Biogaz d’ISDND/STEP Epuration du biogaz 200 000 € Reformeur 1 000 000 € Shift - € PSA 1 200 000 € Condenseur 500 000 € Chaudière 50 000 € Installations générales 300 000 € Aléas et ingénierie 570 000 € Total 3 820 000 €
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 dans réponses de leur part. Les coûts devront donc être validés avec des réponses de constructeurs si une étude plus poussée devait être réalisée.
Tableau 49. Coûts d’exploitation prévisionnels dans les cas de vaporeformage de biogaz Hypothèses principales
Biogaz d’ISDND Biogaz de STEP
Amortissement (20 ans, 4%) 280 000 280 000 €
OPEX 5 300 000 7 210 000 €
Catalyseurs 30 000 30 000 € Eau (0,9 €/m3) 4 720 000 6 493 000 €
Sable (10c€/kg) . . € Gaz (80 % de l’énergie de chauffage à 70€/MWh) 183 000 252 000 € Electricité (70€/MWh) 10 000 10 000 € Gestion effluents 60 000 60 000 € Main d'œuvre (2ETP) 120 000 120 000 €
Total 5 650 000 7 590 000 €
Il est considéré un fonctionnement de 8000 h en régime nominal.
Il est ensuite possible de calculer le coût de production théorique du dihydrogène dans ces conditions.
Tableau 50. Coûts de revient du biohydrogène dans les cas de vaporeformage de biogaz
Coût de l'hydrogène Biogaz d’ISDND Biogaz de STEP
0,43 0,42 €/Nm3
4, 82 4,70 €/kg
4.2.3 Analyse de l’étude de cas
L’analyse de l’étude de cas est réalisée par rapport aux éléments présentés précédemment sur les coûts actuels et prévisionnels par gazéification (Tableau 41, Tableau 42, Tableau 43).
Ainsi il ressort que :
- Le coût de l’hydrogène produit par vaporeformage du biogaz est de 10 à 13 % plus compétitif que les coûts des procédés thermochimiques de valorisation des déchets ligneux. - Le coût du biohydrogène reste plus élevé que les procédés traditionnels de production
d’hydrogène : deux à trois fois plus importants.
- De manière plus importante que pour les procédés thermochimiques, la consommation d’eau de process semble un élément décisif du coût de revient du dihydrogène : de l’ordre de 80 % du coût global. Une optimisation du coût d’approvisionnement de 50 % implique une réduction du coût de 40 %, ce qui permet d’obtenir des coûts de revient particulièrement intéressant :
Tableau 51. Coûts de revient de l’hydrogène de biogaz par optimisation des coûts de fourniture en eau de
process de 50 %
Coût de l'hydrogène Biogaz d’ISDND Biogaz de STEP
0,24 0,23 €/Nm3
Cette technologie semble donc prometteuse, notamment en ciblant des consommateurs éloignés des sites de production ou de distribution en masse traditionnels.
A l’instar des technologies thermochimiques, la technologie de reformage de biogaz a actuellement un degré de maturité correspondant au TRL 6 : le prototype du Trifyl (cf. chapitre 8) doit permettre de valider un fonctionnement dans l’environnement futur réel. Les validations des essais permettront d’asseoir le TRL 7.