1. Aide
    1. Espace Client
    2. Connexion
  1. Aide
    1. Espace Client
    2. Connexion
Espace Membre Boursorama

Erreur d'authentification

Vous êtes authentifié. Nous chargeons votre espace membre.

Mot de passe oublié ?

Nouveau sur Boursorama ? Devenez membre

Identifiant/Mot de passe oublié
Si vous êtes Membre de la Communauté Boursorama, veuillez indiquer l'adresse email que vous avez fournie lors de votre enregistrement pour recevoir votre identifiant et/ou ré-initialiser votre mot de passe :

Nouveau sur Boursorama ? Devenez membre

Fermer

Forum

BIONERSIS
0.750 (c) EUR
0.00% 
Ouverture théorique 0.000

FR0010294462 ALBRS

Euronext Paris données temps réel
  • ouverture

    0.000

  • clôture veille

    0.750

  • + haut

    0.000

  • + bas

    0.000

  • volume

    0

  • valorisation

    3 MEUR

  • capital échangé

    0.00%

  • dernier échange

    13.11.12 / 17:28:52

  • limite à la baisse

    Qu'est-ce qu'une limite à la hausse/baisse ?

    Fermer

    0.600

  • limite à la hausse

    Qu'est-ce qu'une limite à la hausse/baisse ?

    Fermer

    0.900

  • rendement estimé 2019

    -

  • PER estimé 2019

    Qu'est-ce que le PER ?

    Fermer

    -

  • dernier dividende

    -

  • date dernier dividende

    27.06.12

  • Éligibilité

    PEA

    Qu'est-ce que le PEA ?

    Fermer
  • + Alerte

  • + Portefeuille

  • + Liste

Retour au sujet BIONERSIS

BIONERSIS : Valorisation du biogaz

gringo2
17 oct. 200715:19

Valorisation du biogaz : Biovale bat le record européen de puissance électrique
Article paru dans ENERGIE PLUS 257 du 15 décembre 2000

Publié le: 31 mars 2001
Au centre d'enfouissement technique de Roche La Molière, sept moteurs brûlant du biogaz délivrent une puissance de plus de 6,2 MW sur le réseau EDF. Une opération conjointe de SITA, Elyo Centre-Est Méditerranée et JP.Fauché, avec un temps de retour sur investissement de 5 ans.
le biogaz de décharge | calendrier et choix techniquesl'unité de traitement et la centrale | achat de l'électricité produite
premières leçons de l'expérience



Ce n'est pas de la cogénération, mais ça pourrait le devenir s'il se présentait un client pour utiliser les quelque 8 MW thermiques qui sont disponibles. C'est en tout cas, avec 6 245 MW électriques fournis au réseau, la plus grosse opération européenne actuelle de valorisation de biogaz de décharge. Elle méritait bien qu'on en parle, d'autant que les choix techniques et les conditions contractuelles de revente à EDF sont assez originaux.

Le centre d'enfouissement technique de classe 2 de Roche La Molière reçoit sur ses 80 hectares, dont 25 aujourd'hui exploités, environ 450 000 t/an de déchets ménagers en provenance de la région de Saint-Etienne. Sa durée de vie prévisible est supérieure à 20 ans. Il s'agit d'une décharge moderne, répartie en casiers modulaires étanchéifiés, dans lesquels le biogaz est récupéré totalement depuis plusieurs années, conformément à la loi. Mais jusqu'au mois de février 2000, date d'entrée en fonctionnement de la centrale Biovale, ce biogaz était brûlé en torchères.
CALENDRIER ET CHOIX TECHNIQUES
Ce centre est exploité par la SATROD, filiale à 100% de SITA, qui appartient au Pôle Propreté de Suez-Lyonnaise des Eaux. En 1998, SITA se rapproche d'Elyo pour étudier une valorisation possible du biogaz de Roche La Molière. C'est une première pour Elyo, qui décide d'entrer dans le projet "pour apprendre". L'opération est lancée en septembre 98. La SATROD et Elyo Centre-Est créent une filiale commune à 50/50, Biovale, sous la forme d'une SNC sans personnel mais porteuse des contrats. Ces derniers sont au nombre de cinq : avec la SATROD pour l'approvisionnement en biogaz ; avec Elyo Centre-Est pour la maîtrise d'oeuvre, puis pour l'exploitation-maintenance de l'installation ; avec JP. Fauché en tant qu'installateur ; enfin avec le RTE (EDF) pour la vente de l'électricité qui sera produite. Les contrats de fournitures sont signés en avril 99 ; le permis de construire obtenu en septembre de la même année et l'installation a démarré en février 2000.

Comme il n'y avait aucun utilisateur potentiel de chaleur à proximité, le projet s'est limité à produire de l'électricité. Plusieurs solutions ont été étudiées. La turbine à gaz, trop sensible aux conditions extérieures, a été écartée. Le couplage d'une chaudière et d'une turbine à vapeur aussi, pour des raisons de rentabilité. Il ne restait donc que les moteurs et la durée de vie du "gisement", ainsi que la durée du contrat de vente d'électricité (15 ans, voir ci-dessous), ont fait porter le choix sur des moteurs semi-rapides, plus chers que les rapides, mais plus fiables et plus "tolérants" vis à vis d'éventuelles fluctuations de composition du biogaz. Comme Elyo souhaitait que l'opération soit duplicable sur des sites de tailles diverses, l'installation a été conçue pour être modulaire.

L'UNITE DE TRAITEMENT ET LA CENTRALE
En aval des deux réseaux de collecte, la première unité est celle d'épuration du biogaz par condensation.
Ce biogaz contient en moyenne 40 à 45% de méthane, 4 à 5% d'oxygène, 25% d'azote, 25 à 30% de gaz carbonique, ainsi que des traces de HCl (135 µg/Nm3), H2S (50 à 90 µg), HF (moins de 20 µg) et 3 mg de siloxanes, avec un PCI de 4,3 kWh/Nm3.
Amené par une canalisation de diamètre 500 mm et longue de 400 mètres, le biogaz arrive dans une nourrice où il est filtré. Puis il est surpressé et passe dans un échangeur où sa température est ramenée à 25°C environ. Un second échangeur alimenté en fréon abaisse son point de rosée à 5°C et le passage dans un séparateur enlève les deux-tiers de l'eau, la moitié des polluants et la totalité des siloxanes.
Le biogaz passe alors dans le premier échangeur et il est envoyé à la centrale. Il est important d'éliminer les siloxanes. Ces produits, de la classe des COV et produits par action de la silice sur les déchets, possèdent des eutectiques très bas en température et ont tendance à cristalliser sur les sièges de soupapes et les soupapes, ce qui peut conduire à la casse de ces dernières.

La centrale a été dimensionnée pour une puissance totale de 20 MW PCI. Elle comporte sept moteurs Waukesha L 7042 GLD (version équipée de chambres de pré-combustion) tournant à 1000 tr/min, d'une puissance unitaire de 995 kW mécaniques, couplés à sept alternateurs de 1200 kVA et à sept transformateurs de 1250 kVA.
A l'allure nominale, ils délivrent 6245 kWe nets sur le réseau à 20 kV en consommant 18,8 MW PCI de biogaz, ce qui donne un rendement électrique de 33,2%.
Il reste évidemment environ 8 MW thermiques disponibles, qui sont pour l'instant "rejetés aux petits oiseaux", mais qui pourraient servir à sécher des boues, à chauffer des serres,... La question est à l'étude.

Les considérations environnementales n'ont pas été oubliées lors de la construction de la centrale : le bruit à 25 mètres est inférieur à 45 dBA et les valeurs limites d'émission fixées par l'arrêté 2910 relatives au gaz ont été respectées (moins de 350 mg/Nm3 de NOx), malgré l'absence de réglementation concernant la combustion du biogaz. Les condensats, selon leur composition, sont envoyés vers la station de traitement des lixiviats du centre d'enfouissement ou vers un sous-traitant extérieur.

CONTRAT D'ACHAT DE L'ELECTRICITE PRODUITE ET PARADOXE
La centrale est destinée à fonctionner 8760 heures par an, ce qui portera sa production électrique annuelle à environ 50 GWh..
Biovale a signé avec EDF un contrat de rachat de l'électricité produite, type "UIOM" (contrat établi entre EDF et le SVDU en mars 1999) d'une durée de 15 ans, qui aboutit à un prix moyen annuel du kWh de 29 centimes, avec une indexation annuelle.
Les recettes annuelles de la vente d'électricité s'élèvent ainsi à 14,6 MF, ce qui permet un temps de retour net d'environ 5 ans pour cet investissement de 41,3 MF. Signalons au passage que les moteurs sont prévus pour tourner au total pendant 130 000 heures, soit trois fois plus longtemps que dans une cogénération climatique habituelle, ce qui justifie le choix plus onéreux des moteurs lents.

En parallèle de cette histoire industrielle s'en est déroulée une autre, assez paradoxale. Elyo s'est bien entendu rapproché de toutes les administrations concernées, ADEME, DDAS, DRIRE, qui se sont toutes déclarées très favorables au projet. La délégation régionale de l'ADEME avait même laissé entendre qu'elle accorderait une subvention d'environ 20% de l'investissement, tant l'opération lui paraissait exemplaire.
Le problème, c'est qu'en juin 98, l'ensemble des fonds disponibles à l'Agence pour ce type d'opération a été rapatrié à Paris et consacré à l'appel d'offre lancé par EDF pour la production d'électricité à partir de biogaz.
Elyo a donc répondu à cet appel d'offre, mais le projet a été refusé en raison de sa taille trop importante (6,2 MW sur un maximum prévu de 10 MW). Finalement, l'opération n'a bénéficié d'aucune subvention.
Le second paradoxe, c'est qu'Elyo avait proposé de vendre son courant à 28 cF/kWh dans le cadre de l'appel d'offre, ce qui le plaçait largement en tête des autres propositions qui étaient toutes supérieures à 30 cF ... et qu'il a finalement obtenu 29 cF/KWh en traitant directement avec EDF. Il est intéressant de noter, comme l'a fait remarquer JP.Fauché, que la même opération bénéficierait d'un tarif d'achat de 45 cF en Suisse et de 60 cF en Allemagne.

PREMIERES LECONS DE L'EXPERIENCE
Le retour d'expérience est encore limité. Le seul incident notable est survenu au printemps pendant un épisode où la teneur en humidité du biogaz a augmenté alors que la purge fonctionnait mal, ce qui a entraîné successivement un incident sur l'unité de traitement puis sur l'un des moteurs. Celui-ci a pu être réparé en juillet.
Sur les huit premiers mois, la disponibilité s'est établie à 75-85% au lieu des 95-98% prévus en raison des travaux en cours pour améliorer le réseau de captage. Les torchères ayant été conservées pour des raisons de sécurité, l'un des problèmes techniques les plus délicats a été de régler l'interface entre le surpresseur, les moteurs et les torchères de telle façon que les torchères puissent prendre automatiquement le relais d'un moteur défaillant.

Elyo a tiré quelques leçons de cette première expérience. Primo, les risques - de toute nature - sont identifiés et maîtrisables, ce qui est très positif. Secundo, la qualité du biogaz, et surtout sa stabilité dans le temps, sont des critères primordiaux. Ce qui implique un stockage alvéolaire et un réseau de captage de bonne qualité. Seul un tiers des décharges en France répondent à cet impératif. Tertio, la rentabilité est fonction de la taille de la décharge. Au-dessus de 3500-4000 Nm3/h de biogaz, l'investissement est a priori rentable. En dessous de 1500 Nm3/h, l'opération est exclue. Entre les deux, actuellement en France, l'opération ne peut se réaliser que si elle est aidée.
Enfin, l'un des principaux freins à ce type de valorisation réside dans le fait que la signature du contrat d'achat avec le RTE reste problématique. Attendre d'éventuels appels d'offre est une solution trop aléatoire et Elyo plaide pour la mise en place d'un cadre contractuel connu et stable.

Article paru dans ENERGIE PLUS n°257 du 15 décembre 2000
© ATEE – ENERGIE PLUS - Tous droits de reproduction réservés

Signaler un abus

Vous devez être membre pour ajouter un commentaire.
Vous êtes déjà membre ? Connectez-vous
Pas encore membre ? Devenez membre gratuitement

8 réponses

  • gringo2
    17 octobre 200715:54

    - 7 MW installé en biogaz pour cette décharge produit ~ 50 GWh sur une année

    - Parc éolien de 10 MW installé produit ~20 GWh sur une année ( source voltalia : site haute garonne )


    celà nous donne :

    une décharge de 7 MW ou 25 éoliennes de 2 MW pour fournir la même puissance électrique et je ne parle même pas du coût de construction

    Signaler un abus

  • lphenix
    17 octobre 200716:31

    Impressionnant.

    Signaler un abus

  • gringo2
    17 octobre 200717:06

    il fallait lire une décharge de 7 MW ou 12 éoliennes de 2 MW

    Signaler un abus

  • gringo2
    17 octobre 200718:01

    mais je continue .

    En rajoutant un comparatif avec l'hydro ( clin d'oeil à velcan ).

    Au niveau Production électrique :

    en MW installé
    7 MW décharge = 25 MW éolien = 10 MW hydro (ref : Rodeio Bonito )

    sachant que le MW installé tourne autour de 1 M€ d'investissement pour chacun.

    Bionersis va se faire des c...... en or sans que ça lui coute trop


    ps : j'ai laissé de coté la partie crédit CO2 pour ne pas allourdir la note


    Signaler un abus

  • lphenix
    17 octobre 200718:12

    c'est le deuxieme effet Kiss cool -:)

    Signaler un abus

  • gringo2
    18 octobre 200713:34

    20.5 € il y a 1 mois
    23 € ce jour

    Signaler un abus

  • gringo2
    18 octobre 200714:28

    - Les solutions Verdesis -

    1. Valorisation électrique de biogaz de 30kW à 1MW
    2. Système de compresseurs biogaz à palettes pour les microturbines
    3. Solutions de traitement de siloxanes du biogaz pour moteurs/turbines
    4. Solutions de traitement de H2S du biogaz pour moteurs/turbines
    5. Solutions pour augmenter le taux de méthane dans le biogaz : Enrichissement de méthane
    6. Montage de projets clés en main
    7. Prise en charge de la logistique et de la maintenance



    - Valorisation énergétique du biogaz -

    1 - Qu'est-ce-que le biogaz ?

    La décomposition anaérobique des matières organiques végétales ou animales, sous l'action des bactéries et après passage en différentes phases (hydrolyse, acidogénèse et méthanogénèse) aboutit à la formation d'un gaz de fermentation, majoritairement composé de méthane (CH4) et de gaz carbonique (CO2) mais comprenant également d'autres composants gazeux comme de l'oxygène (O2), de l'azote, de l'hydrogène sulfuré (H2S) ainsi que des traces d'eau ou d'autres composés aromatiques, organiques volatiles ou particules de siloxanes voire de composés soufrés, chlorés ou fluorés.

    C'est ainsi que les déchets domestiques et industriels banals sont transformés dans les Centres d'Enfouissement Technique (CET) en un biogaz comprenant de 45 à 55% de CH4, alors que la méthanisation des boues de stations d'épuration et de la biomasse agricole produit, elle, un gaz plus énergétique, comprenant de 55% à 70% de CH4.

    Un gaz nocif pour l'environnement
    Le CH4 est plus de 21 fois plus nocif que le CO2 pour l'environnement en terme d'effet de serre, depuis la conclusion des accords de Kyoto (décembre 1997), il faut faire un effort particulier pour le contrôle et la diminution des émissions de méthane. C'est entre autres depuis lors que la plupart des pays Européens contraignent les exploitants de décharges à récupérer le biogaz et à le traiter (au moins par élimination en torchère).


    Haut de page


    2 - Le biogaz, une énergie verte

    Par ailleurs, le fait que le biogaz (de torchère comme de méthanisation) contienne, souvent, au moins pour moitié du méthane, permet de considérer sa valorisation sous forme énergétique par injection en moteurs ou turbines pour la production d'une électricité qui, du fait du caractère " renouvelable " de l'énergie utilisée pour sa production, revêt un caractère vert et devient éligible aux subventions gouvernementales y afférentes, qu'il s'agisse de conditions d'achat (contrats de durée, conditions de raccordement…) ou de tarifs de rachat (prix de rachat, certificats verts, certificats CO2).



    Haut de page




    3 - De l'électricité à partir du biogaz

    D'un pouvoir calorifique intrinsèque élevé (plus de 50.000 kJ/kg), le méthane est aisément transformable en énergie secondaire (vapeur ou électricité) par son injection en moteurs gaz et , dans la mesure où les biogaz comportent au moins 45% de CH4, nombre de sites sont équipés en moyen de valorisation énergétique et ce, depuis le début des années '90, que ce soit en Italie comme en Allemagne ou en Grande-Bretagne où l'on compte maintenant sur ces seuls trois pays, plus de 900 MW de capacité installée.

    Les moteurs à gaz qui ont permis ce développement sont devenus de plus en plus performants et, qu'il s'agisse des moteurs Jenbacher, Deutz, Caterpillar, M.A.N. ou Waukesha, ils sont aptes à traiter des biogaz de bonne qualité. La course au rendement pour les moteurs électriques impose des normes de plus en plus strictes de traitement de biogaz.


    Haut de page


    4 - Les limites des moteurs à gaz

    Cependant, deux grandes limitations existent à la valorisation énergétique des biogaz par moteurs : la taille minimale des installations et la teneur minimale admissible en méthane des biogaz traités :

    • les technologies moteurs étant éprouvées et matures, leur coût d'investissement est relativement modéré, en particulier pour les équipements de taille moyenne et supérieure (>500 kW) ; par contre, compte tenu des complexités du mode opératoire du biogaz (et donc de la variabilité importante des taux de disponibilité des installations) et du nombre élevé de pièces mobiles que comporte un moteur gaz, les coûts d'exploitation de ces moteurs sont élevés car relativement indépendants de la taille des installations et peuvent atteindre plusieurs cents d'€ par kWh dans le cas d'installations < 500 kW ;

    • plus rédhibitoire encore est la contrainte d'avoir un biogaz contenant au moins de 40 à 45% de CH4 pour pouvoir le valoriser au moyen de moteurs : en-deçà d'une teneur de 45% de CH4, les arrêts sont fréquents, les rendements faibles et, en-deçà de 40%, les moteurs ne fonctionnent plus dans des conditions acceptables.


    Ceci explique évidemment que les sites biogaz aujourd'hui valorisés sont ceux, en activité ou non où les gisements sont importants et de bonne qualité ; pour tous les autres, qu'ils s'agissent des petits sites (et par là on peut inclure nombre de stations d'épuration des eaux de moins de 100.000 équivalents-habitants - soit une grande majorité des stations de taille moyenne) ou des décharges vieillissantes ou fermées où quantité de biogaz et teneur en méthane chutent au fil des années et où, après quelques années de valorisation énergétiques, les sites sont abandonnés, faute de savoir les exploiter et où, dans le meilleur des cas le biogaz est détruit en torchère, dans le pire des cas - et bien trop fréquemment encore - il est simplement évacué dans l'atmosphère.


    Haut de page




    5 - Les réponses Verdesis

    Verdesis a développé une expertise très forte sur la valorisation électrique de biogaz par des microturbines. Tous les composants de cette transformation font l'objet de produits spécifiés par Verdesis et donc uniquement disponible auprès de Verdesis : les traitements des siloxanes, le système de compression et de dés-humidification du biogaz, l'option échangeur de chaleur.

    C'est, de manière prioritaire à ces sites que l'offre Verdesis s'adresse : la capacité des micro-turbines à fonctionner avec des gaz à faible pouvoir énergétique - et, par là, à accepter des teneurs en méthane aussi faibles que 30 à 32%, ainsi que leurs coûts de maintenance réduits au minimum, ce qui peut entre d'autres s'expliquer par le fait que, dans le cas des turbines Capstone par exemple, il n'y a q'une seule pièce mobile, en fait un moyen privilégié pour valoriser les biogaz de ces sites , moyens que l'expertise des équipes de Verdesis a pu mettre en œuvre par une maîtrise des auxiliaires (déshumidificateurs, compresseurs et filtres) nécessaires à une optimisation de l'exploitation par turbines.On peut rajouter que la capacité des micro-turbines à produire des émissions particulièrement faibles en NOx permet, dans les sites à urbanisation dense, de valoriser des biogaz dans des conditions acceptables pour les populations attenantes. Ci-dessous, une référence de Capstone avec 50 microturbines à Lopez Canyon dans la ville de Los Angeles.



    Ce qui est d'ailleurs également valable quant aux normes anti-bruit (les turbines Capstone, avec une garantie de 65 dBA à 10 mètres sont déjà moins bruyantes que des moteurs capotés.


    Haut de page


    - Traitement - Filtration du biogaz -

    Les solutions de traitement des siloxanes de Aplied Filter Technology/Verdesis ont prouvé sur plus de 55 sites aux Etats-Unis une économie grâce aux augmentations des intervalles de vidange/maintenance et un accroissement des revenus électriques en raison de la meilleure disponibilité des équipements. Le temps de retour est de 2 ans à 5 ans pour des équipements avec une durée de vie supérieure à 15ans.


    Installation Verdesis de 2 microturbines avec système de filtration biogaz

    Les résultats des mesures de siloxanes sur le premier site en exploitation en Belgique montre un taux de siloxanes permanent inférieur à 0,005mg/m3 alors que 45mg/m3 de siloxanes sont présents dans le biogaz brut. Le système de traitement permet en outre d'adsorber la quasi totalité des Composants Organiques Volatiles, (V.O.C.) ceci permet d'avoir un gaz après traitement proche du gaz naturel vue du point de vue du moteur et donc de suivre les recommandations de maintenance prévues pour les moteurs/microturbines gaz naturel.

    Les solutions de traitement de soufre proposées par Verdesis sont à base d'éponges ferrugineuses. La valeur ajoutée de Verdesis est dans la mise en œuvre du procédé qui permet de doubler la capacité d'absorption des composés soufrés. Le coût complet de ce type de système est 2,5 à 3 fois moins cher que l'ancienne méthode à base de charbon actifs imprégnés.


    Installation de Verdesis de séchage et de désulfuration

    Les services proposés par Verdesis sont: une offre personnalisée site par site, une conception clé en main, une garantie de performance (unique en Europe), un financement éventuel.

    1 - Pourquoi filtrer le biogaz

    Le biogaz, de décharge comme résiduel de la fermentation de biomasses, contient, outre du méthane (CH4) et du gaz carbonique (CO2), d'autres composants gazeux comme l'azote (N), le monoxyde de carbone (CO), l'hydrogène sulfuré (H2S) ou encore l'oxygène (O2).

    Mais, plus pernicieux encore pour l'environnement ou simplement pour le bon fonctionnement des équipements, on trouve aussi, à l'état de traces certes, des composants aromatiques, aliphatiques ou cycliques, ainsi que des siloxanes et silanes.

    Les uns et les autres présentent en effet des nuisances à des titres divers :

    • il peut s'agir de gênes de nature olfactive (aromatiques essentiellement) qui sont souvent traitées efficacement par la " casse " de ces molécules par montée en température. Ces montées peuvent être le fait d'ailleurs d'une valorisation énergétique en moteur aussi bien que par turbines, le problème vient plus souvent de la difficulté à traiter tous les aromatiques…

    • les aliphatiques, eux, peuvent donner naissance à des acides de la même famille (acide acétique, formique, propionique, acrylique ou méthacrylique) qui, en fonction évidemment des quantités produites, seront plus ou moins agressifs pour les équipements.

    • la combustion de composés cycliques (cycloalcanes) dans des proportions stochiométriques peut, elle, devenir explosive (coups de grisou),

    • enfin, les molécules de siloxanes et de silanes, en combinaison avec de l'oxygène (combustion) forment du SIO2 qui vient se déposer sur les parois des équipements (chemises, pistons…) et générer des gênes, des colmatages, voire des casses moteurs…



    Haut de page


    2 - Les siloxanes

    On insistera tout particulièrement sur ces dernières dont l'impact était pratiquement inconnu il n'y a guère et qui, depuis maintenant quelques années, sont au cœur des préoccupations de tous les exploitants d'unités de valorisation énergétique, qu'il s'agisse de sites de bio méthanisations ou de décharges.


    Installation de Verdesis de traitement de siloxanes

    En effet, bien qu'on ne sache pas l'origine précise de la présence de ces molécules, composites de silicium, de carbone, d'hydrogène et d'oxygène, on a pu détecter leur importance croissante dans les pays du Nord plus que ceux du Sud, dans les zones urbaines pus que les campagnes et surtout sur les sites les plus récents.



    Ces molécules, qui sont responsables de la formation de silices en combustion sont aujourd'hui principalement éliminées, de manière incomplète, par des solutions de séchage ou de lavage ou de filtration par charbon actif, relativement inefficaces parce que soit très coûteuses (saturation rapide des charbons actifs et donc nécessité de remplacer les charbons très souvent), soit inefficaces (en effet les composés silanol ne sont pas retenus par les charbons actifs en outre, s'il n'y a pas de tests fréquents sur le seuil des siloxanes avant injection dans les moteurs, on ne saura pas que les filtres ne sont plus efficaces et on aura des dépôts abondants de silices).


    Haut de page




    3 - Les contraintes de maintenance

    Aujourd'hui, et avant que les solutions développées par Verdesis puissent être adoptées, l'une des seules réponses à ce problème est de procéder à de fréquentes vidanges et de piéger une partie des silices dans les huiles: c'est ainsi qu'au lieu de tendre vers des vidanges toutes les 1000 heures (biogaz à faible - ou non teneur en siloxanes), beaucoup d'exploitants, confrontés à ce problème, procèdent à des vidanges rapprochées, souvent même toutes les 250-à 350 heures, tout en continuant d'ailleurs, pour beaucoup d'entre eux, à ne pas pouvoir tenir les seuils minima en teneur de siloxanes exigés par les fabricants (15-30mg/kg d'huile moteur).

    C'est à la suite de recherches liées au traitement de ces problèmes dans le cadre de l'optimisation de l'exploitation des micro-turbines dans le cadre des applications biogaz que Verdesis a pu mettre au point, en liaison avec Applied Filter Technology des solutions applicables à l'ensemble des unités de valorisation énergétique du biogaz.


    Haut de page




    4 - Des solutions de traitement

    Les motoristes, confrontés aux problèmes des seuils d'émissions pour les émanations de NOx ont développé des solutions propres, qu'il s'agisse du Leanox de Jenbacher ou d'autres procédés de post-combustion, plus ou moins inspirés des solutions moteurs diesel et des efforts poursuivis dans l'automobile ; on citera les Caterpillar équipés des systèmes ACERT®, ou d'autres solutions de réductions catalytiques.

    Cependant, et malgré les améliorations constantes en ce domaine, les taux les plus bas constatés à la suite de la mise en place de ces systèmes restent de l'ordre de 100 mg/m3 à 400mg/m3 @5%02, soit somme toute assez loin de ce qu'on peut obtenir avec des micro-turbines, comme ont pu le démontrer les équipes de Verdesis, en association avec EDF R&D.

    AA ces traitements avals, on a ajouté, depuis quelques années des actions de traitement amont, pour lesquelles les équipes de Verdesis se sont directement impliquées, en association avec EDF R&D ou non.

    On évoquera ainsi :

    • le refroidissement du biogaz dès son arrivée en collecteur central, de façon à piéger, dans les condensats, une part importante des polluants (de toutes natures, solides ou gazeux). Ceci se fait par le biais de l'installation de groupes froid spécialement adaptés au traitement de gaz particulièrement agressifs,

    • le traitement par filtration du biogaz au moyen de charbons actifs imprégnés ou graphites actifs pour éliminer, par adsorption, les excès de soufre, de chlore ou de siloxanes/silanes avant leur entrée dans les équipements de valorisation énergétique,

    • on peut également, et en fonction de la nature et de la quantité des problèmes de polluants rencontrés, mettre en place des solutions de désulfuration ou déchloration biologiques spécifiques qui peuvent, alors être étudiées dans le cadre d'un partenariat que Verdesis développe avec l'entreprise espagnole AESA.


    Il est à noter d'ailleurs que ces solutions, pour lesquelles Verdesis est en train de monter les premières réalisations en Europe s'adressent aussi bien à des sites équipés de moteurs que de micro-turbines puisque les silices résiduelles de la combustion incomplète des siloxanes/silanes endommagent tout autant les moteurs que les turbines. C'est d'ailleurs à l'occasion d'études sur les moyens de protéger efficacement les turbines contre ce type d'agression que les équipes de Verdesis, en contact rapproché avec Applied Filter Technology, de Snohomish (WA, Etats-Unis), ont mis au point des solutions de traitement de ces polluants, applicables aussi bien sur des sites " simples " comme les stations d'épuration d'eau que sur des sites plus complexes comme les décharges où les qualités de biogaz varient énormément non seulement dans le temps mais également d'une partie de la décharge à l'autre.

    Signaler un abus

  • gringo2
    11 novembre 200710:33

    d'énergie


    composé de méthane (CH4), de dioxyde de carbone (CO2) et d'azote (N2). Une purge non contrôlée des gaz d'enfouissement gêne ou évite une remise en culture planifiée et rapide d'un site d'enfouissement. Pour prévenir cela et éviter des odeurs nauséabondes, des incendies qui couvent, ou une migration de gaz, ce dernier doit être continuellement extrait sous des conditions contrôlées. Avec une valeur calorifique d'environ 5 kWh/Nm³, les gaz d'enfouissement constituent un combustible de grande valeur pour les moteurs à gaz qui peuvent effectivement être utilisés pour produire de l'énergie.

    Création de gaz d'enfouissement

    Les déchets ménagers contiennent de 150 à 250 kg de carbone organique par tonne. Ces substances sont biodégradables et transformées par les micro-organismes en gaz d'enfouissement en l'absence d'air. La fermentation stable anaérobie méthanisante démarre 1 à 2 ans après le dépôt des déchets dans le site d'enfouissement.

    Si le gaz d'enfouissement est capté de façon constante et de manière contrôlée, les valeurs moyennes suivantes sont atteintes après ajustement convenable du processus de captation:
    Méthane (CH4) : approximativement 40 - 50 pour cent par volume
    Dioxyde de carbone (CO2) : approximativement 35 - 45 pour cent par volume
    Azote provenant de l'air (N2) : approximativement 5 - 15 pour cent par volume
    Oxygène provenant de l'air (O2) : approximativement 1 - 3 pour cent par volume
    Vapeur d'eau (H2O) : saturée

    Le concept Jenbacher

    Des tubes perforés sont enfoncés sur l'étendue de la décharge et interconnectés par un système de canalisations. En utilisant un ventilateur de soufflage, le gaz est extrait depuis le site d'enfouissement, compressé, séché et acheminé vers le moteur à gaz. Pour des raisons de sécurité, l'installation d'une torchère est recommandée pour brûler le gaz excédentaire en cas de surproduction. Dans la plupart des cas, le courant électrique ainsi produit est acheminé dans le réseau public.

    Chiffres concernant le processus de production et le volume
    La formation de Gaz est influencée par différents facteurs tels que les matériaux mis en décharge, la hauteur et la densité de stockage, la quantité d'eau, la température ambiante, la pression atmosphérique et le niveau de précipitations. Le processus de décomposition dans un site d'enfouissement fournissant du gaz contenant suffisamment de méthane dure de 15 à 25 ans avec un volume décroissant de gaz sur la durée.

    Une tonne de déchets ménagers produit de 150 à 200 Nm³ de gaz d'enfouissement contenant environ 50 à 60 pour cent de méthane pendant 15 à 25 ans. Un site d'enfouissement moyen contenant des déchets ménagers avec une capacité de stockage utile de 500.000 tonnes peut produire près de 8,5 millions de Nm³ de gaz d'enfouissement par an, correspondant approximativement à une énergie de 42 GWh. En partant de ce volume de gaz, près de 16 GWh d'électricité ou 20 GWh de chaleur peuvent être générés par an - ce qui correspond approximativement aux besoins de 6.500 ménages.


    Avantages
    » Le problème est de convertir le gaz de déchet en source d'énergie
    » Le méthane (CH4) libéré dans l'atmosphère est réduit ou éliminé.

    Conséquences climatiques utiles
    » Le potentiel de réchauffement de la planète (GWP) avec le méthane est 21 fois plus important que le CO2
    » Les gaz d'enfouissement présentent une alternative aux combustibles classiques
    » Efficacité importante pour la production d'électricité à l'aide de turbines à gaz

    Nos compétences

    Nous avons la solution idéale pour une utilisation efficace du gaz de décharge. Avec près de 25 ans d'expérience dans la combustion de gaz de décharge et actuellement plus de 950 systèmes de gaz de décharge avec une production électrique totale de plus de 900 MW installée dans le monde entier, l'équipe produit Jenbacher offre une ampleur d'expertise, de références et de solutions différentes.


    General Electric Company

    Signaler un abus

Retour au sujet BIONERSIS

8 réponses

Vous devez être membre pour ajouter un commentaire.
Vous êtes déjà membre ? Connectez-vous
Pas encore membre ? Devenez membre gratuitement

Signaler le message

Fermer

Qui a recommandé ce message ?

Fermer

Mes listes

Une erreur est survenue pendant le chargement de la liste

valeur

dernier

var.

Les Risques en Bourse

Fermer