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Le procédé VABHYOGAZ

Le biométhane - Enjeux et
solutions techniques
(Par ENEA)

Valorisation chimique du
CO2
- Etat des lieux 2014
- Bénéfices énergétiques
et environnementaux
- Evaluation économique
de 3 voies chimiques
(Par ADEME)

Etude du traitement des
siloxanes par adsorption
sur matériaux poreux:
application au traitement
des biogaz (Par HAL)

Outil d'aide à l'injection du
biométhane dans les
réseaux de gaz naturel

Panorama de la filière
biogaz, biométhane et de
ses acteurs (Par ATEE)

Etude de marché de la
méthanisation et des
valorisations des biogaz
(ADEME/GRDF 2010)

 

 

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Le procédé GASWASH au service du bio-méthane et du bio-H2

Le système GASWASH s'intègre dans le domaine du Développement Durable pour la réduction des gaz à effet se serre et de la valorisation des Energies Renouvelables.
La purification des biogaz avec le système GASWASH permet d'obtenir directement du biométhane pur en une opération
"one-pot" et le procédé VABHYOGAZ est le procédé d'obtention de Bio-Hydrogène de qualité "pile à combustible".
L'ensemble de ces deux technologies complémentaires permettent le plus faible coût de fabrication du Bio-H2.

le procédé GASWASH est en effet la seule technologie connue à ce jour, permettant d'éliminer durablement et de récupérer avantageusement le CO2 issu de la méthanisation sous forme de carbonates et qui sont valorisables notamment en industrie.
Il permet le captage total, durable et en une seule opération du CO2 mais aussi de l'ensemble des composés volatils polluants (N2, O2, H2O, H2S, NH3, Siloxanes, Organochlorés ou Organofluorés).

Le système GASWASH, par sa technologie, permet un coût de production de biométhane 3 fois moins cher que la concurrence et contribue à réduire l'écart de coût entre le méthane d'origine fossile et le biométhane pour l'incorporer dans le réseau sous forme de biométhane.


En fonction des substrats utilisés, les rendements en méthane et la composition du biogaz varient:

Lisier de vaches 200 m3 méthane / t. de MS 20 m3 biogaz / m3 lisier
Lisier de porc 300 m3 méthane / t. de MS 30 m3 biogaz / m3 lisier
Fumier de volaille 250 m3 méthane / t. de MS 40 m3 biogaz / m3 fumier
Boues urbaines 300 m3 méthane / t. de MS 5 m3 biogaz / m3 boues
Déchets organiques 250 m3 méthane / t. de MS 100 m3 biogaz / t. déchets
Déchets gras 720 m3 méthane / t. de MS 650 m3 biogaz / t. graisse
Tontes d'herbe 480 m3 méthane / t. de MS 125 m3 biogaz / t. tonte
Résidus de silo céréalier 450 m3 méthane / t. de MS 220 m3 biogaz / t. résidus

Tableau: Exemple de production de biogaz selon les matières entrantes (MS : matière sèche)

Pour produire un potentiel de 80 kg/jour de bio-hydrogène, l'unité de méthanisaton doit être capable de fournir un minimum de 520 m3/jour de biogaz qui donneront en intermédiaire 240 kg/jour de bio-méthane pur.
Il est envisageable que de petites unités de méthanisation très dispersées sur le territoire, d'une capacité de 65 m3/jour de biogaz, puisse produire 10 kg/jour d'hydrogène de qualité "pile à combustible".

 





 

 



 

 

 

 

 

 

 


La valorisation du biogaz

Constitué principalement de méthane et de gaz carbonique, le biogaz est valorisé efficacement en biométhane par des procédés d’épuration.
Cette technique, appelée méthanisation, est provoquée dans des digesteurs, lors du traitement des ordures ménagères, des déchets industriels ou agricoles et des boues d’épuration.
Le biogaz, issu de la fermentation de ces déchets, est une source d’énergie renouvelable qui après épuration peut se substituer au gaz naturel d’origine fossile.
Les agriculteurs, industriels, collectivités traitent ainsi leurs déchets tout en valorisant leurs potentiels énergétique et économique. La solution d’épuration GASWASH permet la valorisation de tous les biogaz pour l’injection au réseau de gaz naturel, la production de carburant véhicules (biométhane gazeux ou liquide) ou encore la production d’hydrogène renouvelable après reformage du biométhane.

La technologie d'épuration par la technique GASWASH
Afin de transformer le biogaz en substitut du gaz naturel, il faut le débarrasser de l'ensemble des polluants.
Le procédé GASWASH propose une solution technique qui permet aujourd’hui aux producteurs de biogaz de le valoriser efficacement en biométhane par son procédé d’épuration.
La technologie utilisée permet d'éliminer durablement le dioxyde de carbone (CO2 recyclable), et d'éliminer dans la même opération N2, O2, H2O, H2S, NH3, Siloxanes, Organochlorés ou Organofluorés.

La filière hydrogène, à partir de la méthanisation, devrait logiquement trouver sa place dans un avenir proche.

http://www.innovalor.com/biogaz-biomethane.htm

Chaque m3 de biogaz issu de la méthanisation a participé à éviter le rejet dans l’atmosphère de 2,3 kg de dioxyde de carbone (CO2) responsable du réchauffement climatique.
Une unité de méthanisation de 2 MW électrique, par le principe de la méthanisation, permet ainsi d’éviter l’émission d’environ 9 000 t de CO2 dans l’atmosphère.

Cependant, il faut avoir présent à l’esprit que chaque m3 de biogaz produit contient toujours entre 20 et 40% de CO2 soit entre 3 kg et 6 kg qui sont finalement rejetés à l’atmosphère, soit lors de la purification en biométhane par les techniques concurrentes, soit dans l'utilisation du biogaz sans purification.

On notera que cette même unité de méthanisation de 2 MW et qui a consommé environ 4 Mm3 de biogaz a malgré tout émis entre 800 t et 1 600 t de CO2 dans l’atmosphère selon la nature des substances méthanisées.

Le prix de revient du biométhane complètement épuré par le système P.T.C. est de 0,054€ / kWh. quand le prix de revient dans les systèmes concurrents se situe vers 0,15€ / kWh.

Le procédé GASWASH permet un coût de production de biométhane 3 fois moins cher que la concurrence et permet donc de réduire l'écart de coût entre le méthane d'origine fossile et le biométhane pour l'incorporer dans le réseau.
D'autre part, la technologie du système GASWASH permet un équipement de purification des biogaz extrêmement simple dont le coût d'investissement est sans commune mesure avec les procédés actuellement existants.

 

Modes de production et utilisations, actuels et futurs, de l’hydrogène.
Pourquoi le biogaz ?

Sur Terre, l'hydrogène est associé dans la nature à beaucoup d'autres éléments: surtout à du carbone pour former le méthane (CH4) et à de l’oxygène pour constituer l’eau (H2O).
Pour obtenir de l'hydrogène pur pour les besoins industriels, il convient donc de le séparer des éléments chimiques auxquels il est lié.

En dehors des secteurs pétrolier et raffinage, très gros producteurs et consommateurs d’hydrogène, les besoins en hydrogène correspondent actuellement principalement à des applications industrielles dans l’électronique, le traitement de surface, l’industrie du verre et l’industrie chimique où des sites consomment entre quelques dizaines et quelques centaines de kilos par jour.

Aujourd'hui, 95 % de l'hydrogène est fabriqué à partir de sources d'énergies fossiles (gaz naturel, pétrole) et de bois. Il existe actuellement trois types de procédés de production :

 
  • Le procédé le plus courant de fabrication de l'hydrogène est le reformage (conversion de molécules à l'aide de réactions chimiques) du gaz naturel par de la vapeur d'eau surchauffée. On parle alors de vaporeformage.
    En présence de cette vapeur d'eau et de chaleur, les atomes carbonés (C) du méthane (CH4) se dissocient. Après deux réactions successives, ils se reforment séparément pour obtenir, d'un côté, du dihydrogène (H2) et, de l'autre, du dioxyde de carbone (CO2). Cette opération nécessite donc le recours au gaz naturel.
  • Un autre procédé est la gazéification du charbon de bois, composé principalement de carbone et d'eau. Brûlé dans un réacteur à très haute température (entre 1 200 et 1 500 °C), le bois libère des gaz qui vont alors se séparer et se reformer pour obtenir, d'un côté, du dihydrogène (H2) et, de l'autre, du monoxyde de carbone (CO).
  • L’hydrogène peut aussi être fabriqué à partir de l’électricité, par l'électrolyse de l'eau.
    L'électrolyse consiste, à l'aide d'un courant électrique, à décomposer l'eau (H2O), en dioxygène (O2), d'un côté, et en dihydrogène (H2) de l'autre.
    Cette méthode est très loin d’avoir la compétitivité économique de la production à partir des sources fossiles.
    L’hydrogène produit aujourd’hui par vaporeformage du méthane coûte environ 1,5 € le kilo à la sortie de l’usine (hors coût de distribution), un prix de revient qui est d’ailleurs le triple de celui du gaz naturel.
    L’hydrogène issu de l’électrolyse revient aujourd’hui à un coût environ 4 fois supérieur, sans compter l’impact du prix de l’électricité.

La technique par électrolyse ne représente aujourd’hui en France que 1 % de l’hydrogène produit. Mais le développement des nouveaux usages de l’hydrogène-énergie, qui nécessitent un hydrogène plus pur, ouvre de vastes perspectives à cette technique.
Des recherches sont menées pour diminuer le coût de production, notamment en recourant à une électrolyse à haute température (EHT), entre 700 et 800 °C.

Cet hydrogène est principalement produit de manière centralisée sur moins d’une dizaine de sites en France, par reformage de gaz naturel ou de coupes pétrolières et il est ensuite distribué par camion aux sites utilisateurs.
Le tout génère un coût de production élevé et des quantités importantes de "CO2 fossile" : plus de 10 tonnes de CO2 par tonne d'hydrogène.

Actuellement, avec la fin programmée du "Diesel"
jugé polluant, une phase transitoire est lancée avec
les véhicules "électriques" et "hybrides" pour lesquels rapidement les batteries poseront un problème environnemental (construction et recyclage).
Un marché naissant est celui de l’hydrogène pour l’alimentation des véhicules à pile à combustible à hydrogène. La pile à combustible (PAC) utilise de l’hydrogène (H2) et de l’oxygène (O2) pour générer de l’électricité et de la chaleur, en n’émettant que de l’eau.
Il est clair que pour cette application de l’hydrogène, celui-ci doit obligatoirement être produit sans émission de CO2 fossile et distribué à un prix de vente attrayant.
Cet hydrogène peut être produit à partir de très nombreuses sources d’énergie primaire,

    • soit par électrolyse
    • soit par reformage
Dans les deux cas, son coût dépend fortement de la taille de l’installation de production et du coût de l’énergie primaire utilisée.
Les énergies renouvelables (produites sans émissions de CO2 fossile) les moins chères sont actuellement le biogaz et l’électricité d’origine hydraulique.
 

Le reformeur catalytique de Trifyl pour la production de Bio-H2


Schéma d’une voiture équipée de la pile à combustion

  Une voiture électrique, mais en mieux: Un véhicule « zéro émission » offrant l’autonomie et la simplicité d’usage d’un moteur traditionnel. Encore inconnue du grand public, l’automobile à hydrogène avance des arguments plutôt efficaces.
La pile à combustible est déjà une alternative à la voiture électrique.
En effet, cette pile pourrait avoir une autonomie de 700 km.
Au vu du coût de revient et de l’absence d’un réseau de distribution d’hydrogène et de méthane, les constructeurs sont contraints de s’allier.
Toyota coopère donc avec BMW, Honda avec GM et Renault avec Nissan.
Chacun cherche à créer le véhicule à pile combustible le plus fiable.

La pile à combustible rend inutile la présence de lourdes batteries qu’il faudra recycler et s’approvisionne grâce à des réservoirs parés à toute épreuve, assurent leurs concepteurs. Plus largement, l’hydrogène se présente comme un excellent moyen de stocker des énergies intermittentes renouvelables d’origine éolienne, solaire ou hydraulique.

Pour de nombreuses années encore, l'électricité renouvelable restera chère car non excédentaire.
Ainsi le biogaz apparaît comme une source d’hydrogène très séduisante car à faible coût et potentiellement disponible en de nombreux endroits sur le territoire.

Ces constats ont été faits dès 2007 par quelques acteurs qui se sont regroupés pour développer la solution de production d’hydrogène à partir de biogaz, appelée VABHYOGAZ, soutenue par l’ADEME depuis 2008.
L’objectif du projet VABHYOGAZ3 est d’aboutir à une gamme d’équipements modulaires commercialisés pour la production et la distribution d’hydrogène, à partir de biogaz.

 

Le procédé GASWASH et le procédé VABHYOGAZ.
Perspectives de mise à disposition de l’hydrogène-énergie.

Avec une prévision de l’ordre de 20 000 véhicules à hydrogène pour 90 stations-service en 2020 (résultats de l’étude H2 mobilité France, octobre 2014), la distribution moyenne par station sera d’environ 80 kg/jour.

Un potentiel de 80 kg/jour de bio-hydrogène est réalisable à partir de 520 m3 de biogaz issu de la méthanisation qui donneront en intermédiaire 240 kg de bio-méthane pur.
Il est envisageable que de petites unités de méthanisation d'une capacité de 65 m3/jour de biogaz puisse produire 10 kg/jour d'hydrogène de qualité "pile à combustible".

Certaines stations, sur les pôles de développement initiaux de l’hydrogène énergie notamment, seront beaucoup plus chargées (200, voir 400 kg/j) et d’autres le seront beaucoup moins, sur des axes de liaisons (10 à 80 kg/j).

Au-delà de 2030, la capacité maximale de distribution d’une station-service à H2 devrait être de l’ordre de 1000 kg/j pour servir 250 à 1000 véhicules/jour.
Les stations de capacité 400 et 200 kg/j resteront cependant majoritaires et il possible que les plus petites (80 kg/j) persistent pour alimenter les endroits reculés d’un maillage à peu près complet du territoire.

Le projet VABHYOGAZ3 prévoit donc une gamme de produits modulaires de distribution d’hydrogène : les modules 30 et 80 kg/j seront disponibles dès fin 2015 pour une distribution sous 350 bar, puis fin 2016 sous 700 bar. Ensuite, les modules seront extrapolés aux capacités 200 et 400 kg/jour.

Le projet VABHYOGAZ3 prévoit aussi des produits modulaires pour la production de 100, 200 et 400 kg/j d’hydrogène en vue de l’alimentation des stations de distribution. La construction de la première unité de production de 100 kg/j est programmée pour 2016.

Le projet prévoit qu’une unité de production approvisionne une station-service principale et des stations satellites proches.
La station de distribution principale sera idéalement située sur le site de production de biogaz et d’hydrogène.
Elle pourra aussi être déportée à quelques km du site de production de biogaz. L’approvisionnement des stations satellites, à des distances de moins de 100 km, se fera par camion en veillant à transporter des modules de stockage d’hydrogène en matériau composite, bien plus légers que les bouteilles actuelles en acier ; ceci diminuera considérablement le coût du transport.

Unité de production d’H2 (10 kg/jour) de qualité ’’pile à combustible’’ par reformage de biogaz, en fonctionnement sur le site de TRIFYL, a été inauguré le 20 janvier 2014 par le Ministre du redressement productif, M Arnaud Montebourg.
(Projet TITEC ADEME, coordinateur : ALBHYON)

Une autre possibilité est que l’unité de production d’hydrogène soit située sur le site de distribution principal d’hydrogène et utilise du méthane prélevé dans le réseau de gaz naturel, avec la certification « garantie d’origine » biogaz.

Enfin, notons que ces unités de production de bio-hydrogène peuvent aussi alimenter le marché de l’hydrogène industriel, évitant des distances de transport élevées depuis un site de production centralisé distant.
Cette fourniture d’hydrogène à vocation industrielle aura l’avantage d’augmenter les capacités des unités de production et donc de diminuer le prix de revient de l’hydrogène.

 

Production d'hydrogène, rendement et productivité.
Intégration à la chaîne de production des biogaz.

Le procédé VABHYOGAZ de production d'hydrogène de qualité "pile à combustible".


Schéma du principe de fonctionnement de Vabhyogaz (cliquer pour agrandir).

 

Le procédé GASWASH en synergie
avec le procédé VABHYOGAZ

A partir du biogaz brut, le procédé de production d’hydrogène VABHYOGAZ contient normalement les opérations suivantes :

  • Epuration du biogaz (élimination d’H2S, des siloxanes, des composés halogénés…).
  • Enrichissement (élimination du CO2) par tamis moléculaire (PSA) ou par membrane.
  • Reformage du méthane à la vapeur d’eau (SMR) : conversion de CH4 et H2O en CO2 et H2.
  • Épuration par PSA : élimination du CH4 résiduel, de CO, CO2 et H2O pour atteindre une pureté de l’hydrogène de 99,99% nécessaire aux piles à combustible.
  • Compression et stockage intermédiaire à 200 bar.

Chacune de ces technologies est bien maîtrisée, mais pour le SMR, très bien maîtrisée à grande capacité, il n’existe quasiment pas d’installation de petite taille (< 1000 kg/j) en exploitation et il y a, au niveau mondial, très peu de constructeurs qui proposent des produits clés en main validés. Le procédé VABHYOGAZ mis en œuvre par ALBHYON / HERA miniaturise à petite échelle ce procédé de reformage.


Une caractéristique du procédé VABHYOGAZ est de pouvoir être adapté à des teneurs en CO2 du biogaz de 0% (biométhane) à 60% (biogaz brut épuré). Ainsi l’étape d’enrichissement peut être supprimée. Ceci induit une simplification importante du procédé et des diminutions significatives d’encombrement et du coût d’investissement. Les calculs ont montré qu’au niveau 50 Nm3/h, la diminution de l’investissement est de 17%, résultant en une diminution du coût de l’hydrogène de 15% et au niveau 200 Nm3/h, la diminution d’investissement est de 25%, résultant en une diminution du coût de l’hydrogène de 19%.


Les rendements de production d’H2 à partir de biogaz sont de l’ordre de 75% ; ils peuvent varier de 60 à 85% selon le procédé et la taille de l’installation. A 75% de rendement, la production de 1Nm3 de H2 nécessite 0,8 Nm3 de biogaz à 50% de CH4.

Le procédé GASWASH est capable d'assurer les phases d'épuration et d'enrichissement du biogaz pour fournir un biométhane pur en une opération "one-pot".

On rappelle que le procédé GASWASH revendique être la seule technologie "one-pot" connue à ce jour, permettant d'éliminer durablement et de pouvoir récupérer avantageusement la totalité du CO2 issu de la méthanisation sous forme de carbonates et qui est valorisable notamment en industrie.
Il permet dans ce traitement le captag
e total et durable en une seule opération du CO2 mais aussi de l'ensemble des composés volatils polluants (N2, O2, H2O, H2S, NH3, Siloxanes, Organochlorés ou Organofluorés).

Le système GASWASH engage un coût de production de biométhane pur 3 fois moins cher que la concurrence et permet donc de réduire d'autant l'écart de coût entre le méthane d'origine fossile et le biométhane.

Un principe directeur du projet VABHYOGAZ est aussi d’identifier le meilleur moyen d’insérer l’unité de production d’hydrogène dans le procédé de valorisation du biogaz existant.
En effet, il apparaît que la production d’hydrogène ne concernera souvent qu’une petite partie du biogaz produit sur un site de traitement de déchets (40 ou 80 m3/h de biogaz sur les 1000 à 1500 m3/h produits par un site classique).
Il s’agit alors d’une ‘’covalorisation’’ du biogaz et de rechercher l’optimum pour l’ensemble ‘‘procédé de valorisation existant sur le site + procédé de production d’hydrogène’’, et non pas l’optimum de la production d’hydrogène seulement.
Ainsi, le procédé de reformage en covalorisation présente très peu de pertes, même à la petite capacité de 100 kg/j , son rendement est très élevé, il dépasse 80%.

L’adaptation du procédé de reformage du méthane à la vapeur (SMR) au reformage de biogaz issu de centres d’enfouissement contenant du CO2 à des teneurs de 0 à 60% a nécessité le choix d’un catalyseur capable de travailler dans une large plage de teneur en CO2, avec présence d’oxygène dans le gaz à reformer (0 à 2% dans le biogaz).
Il faut aussi prendre en compte la persistance d’azote (0 à 8% dans le biogaz) dans le reformat à épurer par le PSA et des régimes hydrauliques, thermiques et chimiques différents : la présence de CO2 augmente le débit de gaz entrant dans le SMR, augmente sa capacité calorifique et déplace les équilibres chimiques CO/CO2.

L'avantage principal du procédé GASWASH couplé avec le procédé VABHYOGAZ c'est l'élimination totale du CO2 et des autres indésirables lors de l'épuration des biogaz, quelle que soit la provenance de ces derniers.
Le biométhane obtenu est de qualité constante et le procédé de vapo-reformage catalytique du procédé VABHYOGAZ s'en trouvera optimisé pour l'adaptatation du catalyseur en s'affranchissant aussi des problèmes d'empoisonnement de catalyseur.
On peut ainsi espérer une stabilisation et une amélioration du rendement de reformage.

Ces adaptations du procédé de SMR ainsi que l’optimisation du couplage en covalorisation de la production d’H2 sont les savoir-faire essentiels d’ALBHYON / HERA dont bénéficieront les unités modulaires du projet VABHYOGAZ.

 

Stockage, transport et distribution de l’hydrogène sous pression.
Réduction des dépenses énergétiques sur l’ensemble de la chaîne de valeur.

L’hydrogène est un gaz de masse molaire 2 g, donc très léger et volumineux (1 m3 hydrogène pèse 0,0899 kg.)
Son stockage et son transport nécessitent qu’il soit fortement comprimé, ce qui peut être coûteux en énergie électrique de compression : le biogaz est extrait à une pression légèrement inférieure à la pression atmosphérique tandis que les réservoirs des véhicules à H2 sont remplis à 350 ou 700 bar ! C’est la raison pour laquelle l’ensemble de la chaîne, depuis l’extraction du biogaz jusqu’à la valorisation de l’hydrogène, a été considérée dans le projet VABHYOGAZ et que l’on aboutit à des préconisations de fonctionnement spécifiques dans le but d’une optimisation énergétique. On préconise :

  • De réaliser le reformage sous pression (de l’ordre de 15 bar).
  • D’éviter les transvasements d’hydrogène qui dégradent inutilement le niveau de pression et l’énergie correspondante.
  • D’utiliser des containers de bouteilles en matériaux composites à base de fibre de carbone, plus légers que les bouteilles en acier.
  • De limiter les distances entre sites de production et de distributions à 50-100 km.
  • De mieux gérer le mode de distribution en station-service.

Le coût du transport peut ainsi être diminué d’un facteur 10 et les économies d’énergie en station peuvent atteindre 50%.

Ces préconisations impliquent une plus forte interaction entre les acteurs de la chaîne de valeur de l’hydrogène et aussi une augmentation de certains investissements (par exemple en réservoirs composites).
Mais globalement les économies de coût de fonctionnement (main d’œuvre et carburant du transport, énergie de compression) sont significatives et le surinvestissement est amorti en moins de 4 ans. Le coût de l’hydrogène est abaissé.

Les unités de distribution issues du projet VABHYOGAZ3 mettront en œuvre ces principes de fonctionnement et les matériels correspondants.
Ainsi, globalement les consommations électriques des auxiliaires des étapes de production / compression / distribution et de carburant pour le transport seront réduites à 5 kWh/kg H2.
A titre de comparaison, l’appel à projet européen FCH JU 2015 exige des consommations inférieures à 60 kWh/kg H2 pour la production par électrolyse et à 4 kWh/kg H2 pour la station-service de compression / distribution.

A plus long terme, les prévisions issues des projets européens sont d’arriver en 2023 à des capacités de transport supérieures à 1000 kg par camion (sous 500 bar) et des coûts de stockage inférieurs à 13,5 €/kWh.
Le mode de fonctionnement des unités VABHYOGAZ sera déjà adapté à ces futurs matériels et les économies réalisables seront alors encore nettement supérieures.
La purification des biogaz avec le système P.T.C. permet de diminuer par 3 le coût de production du biométhane pur.
Une synergie entre le système P.T.C. et le procédé VABHYOGAZ permettra d'abaisser le coût de production de bio-hydrogène.

 

Des coûts abordables pour l’hydrogène

Le consortium H2 Mobilité France conseille un prix de vente de l’hydrogène de 13 €/kg pour les premières années du déploiement et puis une décroissance vers 7 à 8 €/kg une fois le marché déployé vers le grand public.
Par ailleurs, le FCH-JU, dans ses appels à projets européens de 2014 et 2015, exige un prix de vente maximal de l’hydrogène en station de 10 € HTVA/kg pour les projets qui se dérouleront sur la période 2015-2018, compte tenu des subventions accordées.

Un prix de vente repère pour l’hydrogène-énergie est 6,66 € HTVA /kg, soit 200 €/MWh ou 8 € TC/kg.
A ce niveau de prix, l’utilisateur d’un véhicule à pile à combustible réalise des économies sur son budget énergie.
Pour engendrer un véritable essor de la demande de véhicules à hydrogène, il faut pouvoir proposer de l’hydrogène à la pompe à ce prix dès à présent ou le plus tôt possible.

L’objectif du projet VABHYOGAZ est de descendre le coût de l’hydrogène pour l’utilisateur final au-dessous du niveau 6,66 € HTVA/kg pour assurer la rentabilité commerciale des installations de production et de distribution d’hydrogène et procurer une marge aux différents acteurs économiques.

Les coûts de revient de l’hydrogène dépendent fortement de la taille de l’installation de production.
A l’aide du procédé VABHYOGAZ, il est possible de descendre au-dessous de cet objectif de coût aux échelles 400 et 800 kg/j, tandis qu’aux échelles 100 et 200 kg/j, les unités auront besoin d’une subvention, soit d’investissement, soit d’exploitation, pour être viables ; ou bien elles nécessiteront une industrialisation et une standardisation plus poussée pour en diminuer les coûts de revient.

C’est l’objectif du projet VABHYOGAZ3 de réaliser l’industrialisation de ces unités sur la base des acquis du prototype de 10 kg/j opérationnel à Labessière Candeil dans le Tarn.

Le système P.T.C. permet à lui seul d'obtenir du bio-méthane pur à partir des biogaz à un coût de 1,25 €/kg. qui se situe nous le rappelons 3 fois moins cher que la concurrence actuelle.
Avec le procédé VABHYOGAZ, ce même kilo de bio-méthane purifié fournira 0,33 kg de bio-hydrogène de qualité "pile à combustible" pour un rendement minimum de 75%.
Il apparaît donc que 1 kg de bio-H2 nécessite environ 3 kg de bio-méthane pur, équivalents à environ 6,5 m3 de biogaz brut sorti de méthanisation.

La part du coût de purification des biogaz avec le procédé GASWASH est de 3,75 €/kg H2. Ce qui laisse pour le reformage,
une ultime purification et la compression/distribution une marge d'environ 9 €/kg H2.

Il apparaît clairement que l'association des deux procédés (GASWASH et VABHYOGAZ) devrait permettre de fixer le prix de vente de l'hydrogène bien en-dessous du fameux seuil fixé à 13 €/kg.

Une très faible empreinte carbone

Pour l’ensemble de la chaîne, les émissions de CO2 fossile sont réduites à moins de 0,5 t CO2/ t H2.
A titre de comparaison, une unité de production / compression / distribution par électrolyse générerait un équivalent de
3,7 t CO2 / t H2 sur la base d’une électricité provenant du mix électrique français à 65 gCO2 / kWh (fonctionnement 24h/24h)
ou 0,7 t CO2 / t H2 dans le cas d’une électricité 100% renouvelable utilisée par l’électrolyseur et du mix électrique français pour les auxiliaires de compression.

 

Le lancement VABHYOGAZ

  • Projet VABHYOGAZ1 démarré en 2008.
  • Construction du projet VABHYOGAZ3 pour l’industrialisation de la solution initiée en juin 2014

Partenaires de la solution

  • Partenaires historiques du projet : ALBHYON (Groupe HERA), leader du projet et fournisseur de technologies ; TRIFYL, syndicat mixte pour la valorisation des déchets ménagers et assimilés du Tarn ; Ecole des Mines d’Albi-Carmaux ; Projet aidé par l’ADEME (programme TITEC pour VABHYOGAZ2).
  • Projet ouvert à d’autres partenaires : producteurs de biogaz, fournisseurs équipement, distributeur hydrogène…

Points de vigilance pour le déploiement de la Solution

  • Optimiser l’intégration de la valorisation du biogaz avec les autres valorisations existantes ou prévues du biogaz sur le site de production.
  • Limiter les distances entre le site de production et les sites de distribution de l’hydrogène pour limiter les coûts énergétiques et de main d’œuvre du transport, ainsi que les émissions de CO2 fossile.
  • Optimiser les étapes de compression de l’hydrogène et de manière générale les consommations électriques des auxiliaires.

Chiffres clés illustrant le déploiement et les résultats de la solution VABHYOGAZ

  • Une unité de 100 kg/j produit 36 t H2/an (la première en 2016) : de quoi alimenter une centaine de véhicules à pile à combustible et réaliser 10 000 km/jour et 3 600 000 km/an sans aucune émission polluante.
  • A terme les unités de 400 ou 1000 kg/j (2020 et au-delà) généreront 4 ou 10 fois plus : 145 ou 365 t H2/an.
  • La réalisation de plusieurs dizaines d’unités est envisagée pour la décennie 2020. En parallèle avec les unités d’électrolyse, elles alimenteront le parc français et européen de véhicules à pile à combustible, estimé en France en 2030 à 800 000 véhicules (seulement 2% du parc automobile français), ravitaillés par 600 stations, conduisant à éviter 1,2 Mt de CO2 et 500 M€/an de coûts sociaux et à créer 700 M€ de valeur par la vente d’hydrogène (résultats de l’étude H2 Mobilité France - oct 2014).

Performances, impacts et résultats

  • Environnementaux
    • Sur le plan de la chaîne de production d’H2 :
      • globalement, diminution à moins de 0,5 t CO2 / t H2 des émissions de gaz à effet de serre pour l’ensemble de la chaîne de production / compression / transport / distribution / valorisation de l’hydrogène, au lieu de plus de 10 t CO2 / t H2 actuellement.
      • diminution d’un facteur de l’ordre de 10 de la consommation énergétique et des émissions de CO2 du transport de l‘hydrogène
      • diminution des énergies de compression en station–service de distribution d’hydrogène de 20 à 50% selon les cas.
    • Sur le plan de l’utilisation d’H2 : les véhicules à pile à combustible ayant une meilleure efficacité que les véhicules à moteur thermique, 1 kWh d’H2 se substitue à 1,5 à 2 kWh de gazole ou essence et finalement une unité de 100 kg /j produisant 36 t H2/ an et permet d’éviter l’émission par des véhicules routiers de 525 à 700 t/an de CO2 et l’extraction de 160 tep /an d’énergie fossile (et 10 fois plus pour une unité de 1000 kg/j).
    •  

  • Sociaux/sociétaux
    • Mise à disposition d’hydrogène vert à un coût abordable pour l’utilisateur final dès 2016 : économique par rapport aux véhicules à moteur thermique.
    • Une seule unité de 100 kg/j évite l’importation de 160 tep/an et donc diminue la facture énergétique de 120 k€/an (à 100 € le baril), tout en générant 230 k€ HT de vente d’H2. Ce chiffre d’affaires se traduit principalement en valeur ajoutée nationale, réalisée par les différents acteurs de la chaîne hydrogène, leur sous-traitants et fournisseurs, soit de l’ordre de 3 à 4 emplois (directs et induits) par station.
    • Émergence de nouveaux métiers pour la construction, l’exploitation et la maintenance de ces unités.
  • Économiques
    • Création ou émergence d’un ou plusieurs nouveaux acteurs nationaux forts sur le plan économique pour la construction, la maintenance et l’exploitation de ces unités de production et de distribution d’hydrogène, qui pourront aussi être implantées au-delà du territoire national.
    • Dès la fin du projet d’industrialisation (2019-2020) plusieurs dizaines d’emplois directs seront concernés pour la réalisation d’au moins une dizaine d’unités par an et un chiffre d’affaires rapidement croissant.
  • Techniques
    • Optimisation des procédés de valorisation du biogaz sur les sites de production.
    • Maîtrise et optimisation des procédés de reformage du biogaz et épuration de l’hydrogène.
    • Développement de compétences et équipements pour la compression, le stockage et la distribution d’hydrogène.

Résultats tangibles dès aujourd'hui

1er pilote de production de 10 kg/jour hydrogène opérationnel sur le site de TRIFYL à Labessière Candeil (81) : unité totalement automatisée, surveillée et commandée à distance

  • Résultats tangibles à horizons moyen et long terme
  • Projet en négociation en 2015 pour la réalisation de 3 unités de 100 kg/j et plus et pour l’industrialisation des unités sur 2016-2018.
  • Réalisation de 5 à 10 unités par an de 100 à 400 kg/j à compter de 2019.

 

Conclusion

Une synergie entre le procédé GASWASH de purification des biogaz et le Procédé VABHYOGAZ sera déterminante pour aboutir
au bio-hydrogène de qualité "pile à combustible" avec un coût de fabrication défiant toute concurrence et une emprunte carbone très faible.

Cette page a été réalisée à partir de documents du concept Vabhyogaz

Quelquefois, les plus petits ressorts font mouvoir les plus grandes machines.
(Jean-Paul Marat)

 

 

 

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