Valorisation du biogaz issu des boues d'épuration : placer l'intelligence au coeur des projets

La publication au Journal officiel d'un décret et de deux arrêtés datés du 24 juin 2014 ouvre la voie à l'injection, dans les réseaux de gaz de GrDF, du biométhane issu des boues de stations d'épuration des eaux usées des collectivités. Ces textes, très attendus des professionnels, spécifient la nature des intrants dans la production de biométhane et mettent également en place un dispositif tarifaire dont le but est d’assurer la rentabilité et donc le développement de la filière.

Ils ouvrent la voie au développement de la filière biométhane en France, même si les entreprises du traitement de l'eau spécialisées dans la conception et la construction d’installations de traitement regroupées au sein du Synteau jugent qu’il sera indispensable de prévoir des aides à l’investissement, à l’instar de ce qui a été mis en place pour la méthanisation dans l’agriculture. Le syndicat estime, sur la base d’une étude de rentabilité interne, que ces subventions devraient être de l’ordre de 25 %.

L’arrivée du biométhane en France par l’autorisation d’injection en 2011 des déchets agricoles, ménagers ou de l’industrie agroalimentaire, a considérablement modifié la physionomie du marché : l’injection du biométhane dans le réseau du gaz naturel et la transformation du biogaz en biocarburant (bio-GNV) sont devenus des alternatives crédibles à côté de la cogénération. Et désormais, les boues de stations d’épuration sont concernées.

Biométhane : les boues sont désormais concernées

L’obstacle réglementaire se lève donc peu à peu et ouvre la voie au développement de nouveaux projets. Mais quel est le véritable potentiel de ces nouveaux marchés ? Xavier Joly, Président de Gaseo, regrette un certain manque de volontarisme. « Les textes pénalisent fortement les stations d’épuration déjà équipées de digesteurs en prévoyant une réduction du tarif de rachat proportionnelle à l’année de construction, explique-t-il. Si vos digesteurs ont déjà dix ans, vous pouvez oublier le caractère économique du projet de production d’énergie à partir de biogaz, qu’il s’agisse de la cogénération ou de biométhane ».

« Le marché est important mais il reste, à ce stade, très tributaire de la volonté politique et notamment de l’aide apportée à la mobilisation des déchets nécessaires », souligne de son côté David Bossan, Président d’Arol Energy. « Mais affirmer que demain la France puisse remplacer de 10 à 15 % de son gaz naturel par du biométhane, quelle que soit son origine, n’est pas absurde ». Pour Sébastien Paolozzi, Président de Prodeval, « le niveau des subventions qui seront, ou pas, accordées déterminera le seuil des stations d’épuration éligibles à ce type de valorisation ». Car le pouvoir méthanogène des boues d’épuration reste relativement limité. « Ce qui caractérise le mode de production de biogaz à partir des boues d’épuration, ce sont des petits débits, en tout cas inférieurs à ce que l’on peut obtenir sur des déchets agricoles ou agroalimentaires, souligne David Bossan qui se risque toutefois à fournir un ratio : Une station de 200 000 EH peut produire potentiellement de l’ordre de 200 Nm³/h de biogaz ». Ce qui limite le nombre de stations susceptibles de produire du biométhane. À moins de mutualiser les investissements nécessaires pour réduire les coûts. « Si l’on raisonne station d’épuration par station d’épuration, sans mutualisation des boues provenant de plusieurs origines, la production de biométhane ne concerne que les usines de 40 000 EH et plus. Pour les stations plus petites, il est sans doute souhaitable de mutualiser les gisements de boues pour développer des sites de production centralisés et produire ainsi un biométhane moins cher », souligne David Bossan, Arol Energy.

« Dans ce cas, les syndicats et collectivités en charge de la gestion des eaux usées peuvent trouver dans le développement de filières de méthanisation locales un moyen efficace pour réaliser des économies », analyse Yvan Tritz, gérant de France Biogaz Valorisation. « On voit

Biométhane : encore peu de réalisations

Le Centre de valorisation organique (CVO) de Lille Séquedin a été le premier en juin 2011 à injecter du biogaz dans le réseau de GrDF (7 400 000 m³/an). Il a été rejoint en mai 2013 par le site Méthavalor du Sydeme de Forbach (57) qui injecte dans le réseau public du biométhane produit à partir du tri et du traitement de biodéchets grâce à une unité de purification à membranes développée par Air Liquide Advanced Technologies. À l’été 2014, cinq nouveaux sites étaient opérationnels et GrDF en prévoit entre 15 et 20 supplémentaires chaque année. Les projections de points d’injection sur le réseau GrDF à l’horizon 2020 concernent près de 150 points d’injection sur le réseau de GrDF pour un volume de biométhane injecté approchant 3 TWh, soit l’équivalent de la consommation de 150 000 logements.

Cependant, la France est en retard sur l’injection du biométhane dans les réseaux telle qu’elle est pratiquée dans d’autres pays européens comme la Suède ou l’Allemagne qui représentent à eux seuls 78 % de la production de biométhane en Europe. Elle reste malgré tout l’un des pays les plus prometteurs au vu des gisements de biogaz disponibles non valorisés.

En Europe, on comptait seulement 13 installations connectées au réseau de distribution de gaz en 2000 mais ce chiffre s’élevait à 160 au 4 janvier 2012, représentant une production d’énergie brute de 5,5 TWh, avec une taille moyenne des installations de 755 Nm³/h de biométhane. Au 1ᵉʳ janvier 2014, on a atteint les 290 installations.

Ainsi émergent des projets d’aménagement de petites Step (arrivées en limite de capacité) visant à produire des boues « prêtes à méthaniser » à l’aide de bassins de décantation primaire en amont des bassins biologiques. Pour la collectivité, ce type d’adaptation permet de prolonger la durée de vie de sa Step tout en limitant les investissements. Pour le site de méthanisation repreneur, ceci permet de récupérer des boues dont le pouvoir méthanogène est significativement supérieur à celui des boues secondaires.

La mutualisation des boues provenant de petites unités permet de valoriser une multitude de gisements localement disponibles. « Ce type de matières est toujours intéressant pour un projet de méthanisation, explique Marc Bauzet, Directeur Associé chez Naskeo Environnement. Cela permet de diversifier les gisements que l’on est amené à traiter, voire influer positivement sur leur composition en apportant, par exemple, un peu d’humidité sur un gisement qui pourrait par ailleurs être un peu trop sec. Les graisses de step, plus méthanogènes que les boues, peuvent désormais également être traitées dans les filières de méthanisation avec valorisation en biométhane grâce à ces nouveaux textes ».

Sébastien Paolozzi, Prodeval, pense que l’essentiel du marché, en France, se situera sur les unités produisant entre 100 et 500 Nm³/h de biogaz. Mais il pointe des conditions d’injection encore trop draconiennes et trop chères, notamment sur les petites unités, celles qui produisent moins de 50 Nm³/h de biogaz. « Le coût d’un poste d’injection fixe, quelle que soit la taille de l’installation à laquelle il se rattache, pèse trop lourdement sur la rentabilité des petits projets. Au plan technique, l’odorisation de petits débits devrait également être allégée compte tenu du faible impact des volumes valorisés sur le réseau ».

Au-delà des obstacles d’ordre technique qui subsistent encore, l’enjeu essentiel de la filière consiste donc à progresser vers l’optimum technico-économique, condition sine qua non de son développement. Pour valoriser un biogaz en cogénération ou biométhane, plusieurs conditions sont requises à commencer par une bonne connaissance du biogaz produit et de sa variabilité.

Une bonne connaissance du biogaz produit et de sa variabilité est indispensable

En plus de ses composés essentiels (CH₄, CO₂, H₂O), on peut trouver dans le biogaz du N₂ et de l’O₂, ainsi que plusieurs centaines de Composés Organiques Volatils (COV), notamment des composés halogénés, soufrés, silicés, etc., qui peuvent poser problème soit pour le traitement du biogaz, soit pour sa valorisation. L’hydrogène sulfuré (H₂S) peut par exemple entraîner des problèmes de corrosion au sein des installations, la formation d’oxydes de soufre dans les gaz produits, sans oublier les risques pour la santé des agents. Une connaissance précise de la qualité du biogaz produit est donc indispensable et nécessite la mise en place d’une stratégie globale de suivi de cette qualité.

Pour ceci, l’analyse joue un rôle essentiel. Les mesures ponctuelles les plus courantes sont le plus souvent réalisées par des analyseurs portables développés pour le suivi des composés les plus courants du biogaz (H₂S, NH₃, CO₂, CH₄ …). Ces appareils sont généralement équipés de cellules infrarouges (IR) pour l’analyse du CH₄ et du CO₂ et de cellules électrochimiques pour d’autres composés dont l'H₂S. Binder Engineering avec son Combimass Ana-bio, Sewerin avec son Multitec® 540, Géotechnical avec le GA 5000 commercialisé par Équipements Scientifiques, Eleowa avec le Biogas 401 et 905 tout comme, Nereides ou Mesureo, proposent des équipements reposant sur ce principe. Clean Air Europe (GA45+ et GAS3000) intervient de son côté en tant que prestataire de services pour la location d’appareillages ainsi qu’en maintenance et étalonnage de ces équipements.

Les analyseurs en continu proposés par Binder Engineering, Horiba, Hach-Lange, Tethys Instruments ou Agilent reposent eux principalement sur les techniques de chromatographie en phase gazeuse et celles de spectroscopie : fluorescence UV, absorption IR. L’analyseur Ultramat 23 de Siemens Sensors permet par exemple de mesurer simultanément jusqu’à quatre composants gazeux : trois gaz actifs dans l’infrarouge comme CO₂, SO₂, CH₄ et H₂S ainsi que l'O₂, grâce à une cellule de mesure d’oxygène. Il est également possible de mesurer le pouvoir calorifique du biométhane avec le chromatographe Sitrans CV de Siemens. Ces analyseurs permettent d’assurer le suivi précis des procédés de purification.

Hemera propose ainsi un analyseur fonctionnant par spectroscopie UV Visible et Infrarouge qui permet de mesurer plusieurs composés simultanément dans un même analyseur, dont notamment les composés soufrés tels que l'H₂S et SO₂, l’ammoniac (NH₃), avec aussi la possibilité d’intégrer la mesure du CH₄, du CO₂ et de l'O₂.

Mais l’analyse en laboratoire reste indispensable comme le souligne Jimmy Sapède, Responsable du Pôle énergie et déchets aux Laboratoires Wessling. « D'abord au niveau du gisement des boues de Step dont le pouvoir méthanogène, très variable en fonction de leur nature même (boues, graisses, ...), doit être évalué par un test en laboratoire. Ensuite, du fait de leur origine, car elles sont susceptibles de contenir des éléments chimiques potentiellement inhibiteurs, voire dangereux pour la méthanisation tels que des biocides, des antibiotiques, ou des éléments contaminants comme tout particulièrement le soufre. Nous réalisons chaque année de nombreux tests de potentiel méthanogène sur une grande variété de substrats parmi lesquels de plus en plus de boues de Step et notre retour d’expérience montre que les gisements sont fortement disparates en termes de production de méthane. »

L’accompagnement et le financement : deux points clés pour réussir un projet

Qu'ils soient dédiés, centralisés ou mutualisés, les projets de production et de valorisation de biogaz nécessitent des compétences techniques mais également une gestion de projet et des financements souvent conséquents. Une installation de biogaz ne se gère pas de la même façon qu'une éolienne ou qu'un panneau solaire photovoltaïque. Une ingénierie administrative mais aussi financière doit être mise en place pour s'assurer de la viabilité du projet et de sa pérennité.

Certains acteurs comme Methaneo, Methanergy, Gaseo ou encore France Biogaz (développeur et constructeur d’unités de méthanisation) se sont spécialisés dans le développement et l'accompagnement de projets de méthanisation et de valorisation de biogaz. Ils permettent de mieux appréhender les bénéfices et contraintes de la valorisation énergétique, de trouver des partenaires techniques mais aussi financiers, d'optimiser l'exploitation, de générer des recettes, etc. Pour guider le producteur de biométhane à chaque étape du montage de son projet d'injection, l'ADEME et GrDF ont également élaboré un site internet dédié, avec la participation de nombreux acteurs de la filière. Il peut être consulté à l'adresse : www.injectionbiomethane.fr

Inhibiteurs potentiels, nous avons la possibilité de les détecter au niveau moléculaire (antibiotiques, javel…) ou élémentaire (chlore, sodium, cuivre, soufre) pour déterminer leur présence ou leur concentration, et nous pouvons également mettre en œuvre des essais d'inhibition, utilisant notre propre flore bactérienne ou directement celle du client pour vérifier si la boue sera bien tolérée par le digesteur et dans quelle proportion de la ration entrante.

Au niveau de la qualification du biogaz, les analyseurs en ligne sont le plus souvent cantonnés aux caractéristiques majeures du biogaz (CH₄, CO₂, H₂S) et les micro-GC ne sont installées que sur les plus gros sites de production du fait des coûts de tels équipements. Pour des contrôles ponctuels, l’analyse en laboratoire reste donc plus rentable. « De plus, si les analyses en ligne se concentrent sur des éléments nécessaires au suivi d’exploitation (CH₄, CO₂, H₂S) ou à la maintenance des moteurs (siloxanes), l'injection sur le réseau nécessite une batterie de contrôles analytiques plus poussés et non réalisables in situ par des équipements mobiles, souligne Jimmy Sapède. Certains opérateurs exigent également un contrôle sur la présence de micro-organismes dans le biogaz, chose que nous pouvons réaliser par des prélèvements spécifiques. »

Explorair se positionne différemment en proposant aux exploitants des analyses sur site ou en laboratoire pour répondre précisément aux critères des fabricants de moteurs et des organismes gérant les réseaux d’injection du gaz. Sur site, les prélèvements ponctuels sont effectués à l’aide d'un kit complet envoyé au client qui effectue seul ses prélèvements. Mais Explorair propose aussi l’analyse complète et exhaustive du biogaz sur site et en temps réel par la technique de la µGC/MS. Cette technique permet d’avoir un suivi en continu de la variation qualitative et quantitative du biogaz sur les composés nocifs (H₂S, siloxanes, chlorés, fluorés).

Arol Energy

La mesure en temps réel permet d’évaluer l’efficacité de traitement des systèmes de dépollution.

Gaseo, qui conçoit, construit et exploite également des centrales de production d'énergie à partir de biogaz, a développé de son côté un outil de caractérisation du biogaz directement sur le site de production (stations d’épuration, ISDND, unités de méthanisation), qui permet de déterminer au cas par cas et à petite échelle les coûts de prétraitement prévisionnels avant valorisation grandeur nature. Cette station mobile d’échantillonnage de biogaz, brevetée à l'INPI, doit permettre de tester et comparer sur les gisements existants différents produits de traitement et de sélectionner le produit filtrant le plus adapté.

Krohne

« La composition du biogaz de Step, similaire au biogaz de décharge, implique une connaissance précise des gaz complexes chargés en siloxanes et autres polluants dont le coût de traitement reste conséquent, souligne Xavier Joly, Président de Gaseo. Le but de cette station est d’échantillonner et d’analyser le biogaz produit dans la durée, c'est-à-dire sur plusieurs jours ou plusieurs semaines, et en conditions réelles et non pas théoriques. Une caractérisation précise permet de réaliser des économies qui avoisinent potentiellement plusieurs dizaines de milliers d’euros par an ».

Analyser puis caractériser le biogaz produit amène fatalement à le quantifier, qu'il soit destiné à être épuré, consommé ou stocké. Or, la mesure de débit présente un certain nombre de défis en matière de biogaz.

Mesure de débit : un certain nombre de défis en matière de biogaz

Pression basse, débits faibles, présence d'eau, variations au niveau de la composition… sont les conditions les plus couramment rencontrées.

Sur ce type d'applications, plusieurs principes de mesure coexistent.

Prosonic Flow B200 d’Endress+Hauser a été spécialement développé pour la méthanisation et permet de mesurer à la fois le débit de biogaz, la concentration en méthane et son pouvoir calorifique en un seul appareil. Cela permet de réagir rapidement et d’assurer un contrôle de process efficace. La mesure bidirectionnelle de la teneur en méthane contribue également à cette surveillance.

Sur ce type d’applications, plusieurs principes de mesure coexistent. Krohne a conçu l’Optisonic 7300 pour surmonter les limites du principe de mesure par ultrasons : les transducteurs de signaux envoient dans le gaz un signal ultrasonore plus important, et son système de traitement de signal spécialisé permet une meilleure détection de signaux acoustiques de faible niveau après amortissement dû aux conditions de service. La conception mécanique du capteur et le design des transducteurs en titane rendent la mesure insensible à la présence d'eau et aux caractéristiques biologiques. La précision de la mesure de débit est spécifiée à 1 % en cas d’étalonnage en air pour des vitesses d’écoulement à partir de 1 m/s et de 2 % pour un étalonnage à sec, plus économique. À noter qu'une sonde de température intégrée, en combinaison avec la vitesse du son mesurée, permet une

mesure par le calcul de la masse molaire, de la teneur en méthane avec une incertitude de 2 %.

Le Flowsic 600 de Sick repose également sur le principe ultrasons.

Mais d'autres principes de mesure existent. Les capteurs vortex proposés par ABB (FV 400) ou TH Industrie (VA Hontzsch) permettent de s’affranchir de la pression et de la température et sont insensibles à la présence de poussières. Les capteurs massiques thermiques (Combimass™ Eco-Bio de Binder Engineering, Proline t-mass 651 d’Endress+Hauser, Gamme FCI chez Engineering Mesures) sont efficaces et économiques. Sewerin propose avec son MultiTec BioControl des débitmètres massiques thermiques (jusqu’à 1 par voie) qui permettent la mesure de la température et du débit. Le ST 51, proposé par Engineering Mesures, repose sur la technique de dispersion thermique de FCI.

Pour fournir une mesure directe du débit massique donnant une bonne performance à un prix moindre comparé aux plaques à orifice, systèmes en pression différentielle, vortex et autres dispositifs thermiques, les tubes de Pitot moyennés, développés par ABB, Endress+Hauser, TH Industrie ou CT Platon, permettent la mesure de débit par mesure de pression différentielle. Ils sont adaptés aux applications difficiles (température jusqu’à 500 °C et pression).

Kobold a développé de son côté un débitmètre à oscillation : le gaz passe par un orifice à l'intérieur d'un tube de mesure. La pression différentielle créée par l’orifice détourne une proportion constante du fluide vers un bypass. Ce bypass contient la cellule de mesure constituée d'un canal en U qui provoque une oscillation du gaz. La fréquence des oscillations est proportionnelle à la vitesse d’écoulement, donc au débit volumétrique. Les oscillations sont détectées par un capteur à fil chaud qui génère un signal fréquence retransmis à l'électronique. Parmi ses atouts, sa rangeabilité, sa précision (1,5 % de la valeur lue) et des pertes de charge faibles (jusqu’à moins de 1 mbar).

Reste que le choix d'un débit-

Strasbourg-La Wantzenau sera la première en France à injecter du biométhane dans le réseau de gaz naturel

Le projet « Biovalsan » est né en 2012 d'une coopération entre acteurs publics et privés, à savoir le distributeur local de gaz naturel Réseau GDS, Lyonnaise des Eaux Grand Est et Degrémont Services, délégataires de service public en charge de l'exploitation et du développement de la station d'épuration de Strasbourg-La Wantzenau, 4ᵉ station d’épuration de France avec une capacité de traitement d'effluents de 1 million d’EH. Ce projet s'inscrit dans le cadre d'une politique volontariste de la Communauté Urbaine de Strasbourg, autorité délégante de cette station d'épuration qui l'a déjà dotée de deux digesteurs pour le traitement des boues organiques, et produira dès 2015 un volume initial de 1,6 million de m³/an de biométhane purifié puis injecté dans le réseau de distribution de gaz naturel.

Le projet « Biovalsan » bénéficie du soutien du programme LIFE+, dont le cofinancement s'élève à 50 % des investissements soit un peu plus de 2 millions d'euros. Pour Lyonnaise des Eaux et Degrémont Services, le projet permettra de faire baisser de deux tiers les émissions de CO₂ de la station d’épuration de La Wantzenau, dont ils assurent l'exploitation. L'optimisation conjointe de la filière de traitement des boues et de la valorisation énergétique du biogaz sous forme de biométhane permettra à la station d'épuration de devenir l'une des plus vertueuses de France sur le plan de son empreinte environnementale, avec une réduction de 66 % de ses émissions de gaz à effet de serre.

À la différence de la plupart des solutions de production d’énergies renouvelables, l'injection de biométhane de station d'épuration propose une équation énergétique unique : elle valorise une ressource inépuisable – les eaux usées – ne nécessite aucun véhicule de transport contrairement à la biomasse, ne souffre d’aucune perte en ligne contrairement à l'électricité ou la chaleur et répond sans aucune restriction aux critères d'un circuit court local.

Si la fonction première du procédé « Biovalsan » est de produire du biométhane de haute qualité, la technologie sélectionnée permettra également de récupérer la totalité du CO₂ contenu dans le biogaz. Ce sous-produit, qualifié de CO₂ biogénique (ou bio-CO₂), pourrait à terme être valorisé localement, par le biais de filières industrielles en cours d’étude par l'équipe de projet.

La mise en service du procédé de purification et de l'unité d'injection est prévue au premier semestre 2015. C'est Réseau GDS, Gestionnaire du Réseau de Distribution à Strasbourg, qui sera en charge d'assurer le contrôle de la qualité du gaz, son odorisation, la régulation de la quantité injectée et le comptage du volume de gaz au point d'injection.

mètre n'est pas chose facile car il n’existe pas de technologie universelle susceptible de convenir à toutes les applications. Il faut donc choisir son principe de mesure puis son débitmètre au cas par cas, en fonction des particularités du process considéré. Les critères à prendre en compte sont les contraintes d'installation, les caractéristiques du biogaz, les performances de mesure recherchées, les procédures de maintenance, le coût, les certifications de l’équipement... etc. « La mesure de biogaz hors condensat et sans obligation de suivre la norme ISO 5167 peut être réalisée avec la plupart des technologies classiques : Pitot moyennée, Venturi, Vcone, Ultrason, Oscillation, Vortex..., souligne David Cohen chez Engineering Mesures. Pour la conformité à l'ISO 5167, une seule technologie peut être utilisée, le Venturi, par extension avec un certificat de calibration NIST. Le Vcone peut être utilisé avec l’avantage de pouvoir l’installer quasiment sans partie droite de même que le massique thermique ST51 également calibré avec un biogaz proche des caractéristiques de l'application, sous réserve d’une variation limitée du CH4. »

L’analyse et la mesure sont donc à la base de tout suivi correct de la qualité du biogaz.

Une solution innovante en matière de digestion thermophile

Veurne Snack Foods est un producteur de snacks salés faisant partie du groupe international PepsiCo. PepsiCo Benelux est le premier producteur de snacks du Benelux. Les produits sont fabriqués aux Pays-Bas et en Belgique et sont destinés au marché local dans le Benelux et à l’exportation vers la France, la Scandinavie, l’Italie, l’Allemagne, l'Autriche et la Suisse. À Veurne Snack Foods sont produits des chips aux noms de marques célèbres comme Lay, Smiths et Doritos. Les sous-produits et résidus contenant de l'amidon, formés pendant la production de chips à Veurne Snack Foods, étaient jusqu’à tout récemment évacués vers une installation de digestion externe. Toutefois Veurne Snack Foods a décidé d'investir dans sa propre installation de digestion afin de réduire le volume de déchets sortant de l'usine, de produire du biogaz sur site et de le transformer en énergie verte, à savoir de l’électricité et de la chaleur.

Réalisé par Enprotech, le process repose sur une cofermentation des déchets organiques industriels et des boues d’épuration. L'amidon brun est séparé des eaux usées dans un nouveau séparateur lamellaire. Les eaux usées restantes sont envoyées vers un réacteur UASB existant. L’amidon précipité est pompé vers la cuve tampon à un taux de MS d'environ 4 % et mélangé à des déchets solides broyés, issus de la production, et des boues en excès du traitement aérobie existant. La cuve tampon a un temps de séjour maximal d'un jour permettant d’obtenir un mélange fluide et homogène des flux de déchets.

Les déchets sont extraits de la cuve tampon, réduits en morceaux de +/- 2 cm, par l'intermédiaire d'un broyeur, et envoyés vers le digesteur. Le digesteur est équipé de deux tubulures d’entrée, chacune commandée par une vanne automatique. Ce système d'alimentation associé à trois mélangeurs tuyaux externes assure une répartition et un mélange parfaits du contenu du réacteur et ce sans faire usage d'équipements mécaniques à l'intérieur du réacteur. Par ailleurs, les mélangeurs tuyaux accueillent des échangeurs de chaleur permettant de chauffer le contenu du réacteur de façon contrôlée et aisée à entretenir.

Le biogaz produit est collecté dans le toit membrane du digesteur et converti en électricité et chaleur par deux unités de cogénération. Afin de protéger les moteurs, le biogaz est désulfuré au moyen d'un laveur biologique utilisant des boues de l’installation aérobie.

Après un temps de séjour de 20 jours minimum, le digestat est pompé vers une centrifugeuse afin de le déshydrater. Le digestat déshydraté à environ 20 % de MS est ensuite encore séché au moyen d'un sécheur.

produit et constituent un préalable indispensable à une valorisation efficace en optimisant les procédés mis en œuvre. Car pour être valorisé, le biogaz doit être purifié ou enrichi de façon à atteindre les standards du gaz naturel du réseau de GrDF. Plusieurs techniques sont développées pour viabiliser le plus grand nombre de projets possible.

Viabiliser le plus grand nombre de projets possible

Plusieurs procédés d’ordres physique ou physico-chimique coexistent et permettent déjà de produire du biométhane propre à être injecté dans le réseau de gaz naturel, voire à être valorisé en biocarburant. Les procédés physiques qui reposent sur des technologies de séparation de gaz englobent les techniques membranaires et les technologies de PSA, qui sont des procédés d’adsorption-désorption sélective par modulation de pression. Les technologies physico-chimiques les plus répandues intègrent le lavage à l'eau sous pression, qui utilise la capacité de l'eau à absorber le CO₂ sous pression, et le lavage chimique (lavage aux amines) qui repose également sur un transfert gaz-liquide mais plus sélectif. « Les plus répandues aujourd'hui en Europe sont l'eau sous pression, les amines et le Pressure Swing Adsorption (PSA) », précise David Bossan, Arol Energy. Mais les techniques membranaires ont le vent en poupe. « C’est le procédé le plus adapté au marché français majoritairement composé de petites unités, explique Sébastien Paolozzi, président de Prodeval. Le procédé est souple et s’adapte très facilement aux débits produits, on est tout près du on/off. Il est facile à mettre en œuvre, à arrêter, alors que les autres procédés sont plus lourds et souffrent de plus d’inertie ». Un procédé membranaire de production de biométhane à partir du biogaz généré par la digestion de boues d’épuration est en cours de mise en place en Haute-Savoie sur la station d’épuration Arvéa (90 000 EH) de la Communauté de Communes du Pays

Rochois (CCPR), construite et exploitée par Degrémont. Sur ce projet, Degrémont apporte ses compétences dans la valorisation du biogaz issu des usines de traitement des eaux usées telle que celle de la CCPR, tandis que Prodeval avec son procédé Valopur® permet la production de biométhane à partir du biogaz généré sur la station d’épuration. Le procédé Valopur® repose sur l'utilisation de membranes hautes performances Sepuran® (produit de la société Evonik) qui permettent d’atteindre un rendement épuratoire supérieur à 99 % soit moins de 1 % de perte en méthane. Après prétraitement, le biogaz est comprimé à la pression de travail comprise entre 10 et 16 bar (pression relative) avant d’être introduit dans les modules de filtration membranaire. La différence de taille des molécules leur confère des vitesses de diffusion différentes au travers des parois des membranes permettant ainsi de séparer le méthane (vitesse de diffusion faible) des autres composés (dioxyde de carbone, eau, azote, oxygène,…). Le nombre de modules, leur configuration multi-étagée ainsi que les conditions de pressions appliquées permettent d’atteindre les performances épuratoires requises. Ce procédé présente l’avantage de s’adapter aux variations de débit et de composition du biogaz à traiter pour une exploitation simple et une production stable. Le démarrage et l’arrêt de l’installation sont possibles sur de courts intervalles assurant la flexibilité de l’exploitation. Les performances épuratoires sont atteintes en quelques minutes permettant d’optimiser l’injection réseau et de réduire les pertes en biométhane. Autre avantage, la maintenance du process est

Sur la station d’épuration d’Arvéa, le biométhane produit est valorisé pour l'instant en bioGNV. « L'unité d'épuration du biogaz a été inaugurée le jour où sont parus les arrêtés autorisant l'injection, souligne Sébastien Paolozzi, Prodéval. Les études concernant l’injection sont aujourd'hui en cours et devraient déboucher très prochainement ». D’autres projets sont en cours d'élaboration « même si le gros du marché concerne la méthanisation agricole ».

Arol Energy travaille également sur les procédés membranaires bien adaptés aux petits débits (< 500 m³/h) et le lavage chimique pour les débits plus importants. « Ces deux technologies sont énergétiquement les plus efficaces et génèrent peu de pertes en méthane, elles génèrent un biométhane gazeux de haute pureté et également un CO₂ pur qui peut s'avérer intéressant si une filière se développe pour valoriser le CO₂ », explique David Bossan qui insiste sur l'importance à accorder aux spécificités des projets. L'entreprise exploite la conception modulaire des technologies membranaires et leur sélectivité pour purifier le biogaz et obtenir un biométhane à moindre coût. Elle met en œuvre les membranes PRISM® d’Air Products, constituées de milliers de fibres creuses groupées dans des modules dont la quantité et l’interconnexion permet de varier et de déterminer la pureté du biométhane et les pertes de méthane associées. Une pureté de biométhane de 98 % peut être atteinte avec une perte de méthane inférieure à 0,5 %. « Les membranes PRISM® d’Air Products sont robustes, fabriquées depuis plusieurs dizaines d’années et chimiquement très résistantes, notamment vis-à-vis de l’H₂S et de l’ammoniac. C’est un gage important de longévité des membranes pour les clients au-delà même des contrats de garantie possibles », explique David Bossan.

Jusqu’à présent Arol Energy proposait, avec son procédé AE-Membrane, une gamme standard d’unités couvrant une plage de débit de biogaz entre 100 et 1000 Nm³/h. Pour répondre aux besoins des petites unités et viabiliser un plus grand nombre de projets (débit biogaz brut < 150 Nm³/h), Arol Energy a développé une gamme nommée AE-Compact® adaptée aux petits débits et donc aux stations d’épuration. La gamme AE-Compact® se présente sous la forme d’un produit complet, compact et prêt à être raccordé. « Elle se décline en trois plages de débits différents, à savoir 50-75 Nm³/h, 60-100 Nm³/h et 90-150 Nm³/h (exprimé en biogaz brut) ce qui correspond à des stations d’épuration de l’ordre de 30 000 à 150 000 EH », indique David Bossan.

L’objectif est de limiter le coût des investissements pour valoriser le biogaz en biométhane, même à petite échelle. « Le marché est important même si la grande majorité de stations d’épuration en France n’est pas équipée de digesteurs. Il se développera au rythme du développement des méthaniseurs », explique David Bossan qui évalue le potentiel du marché, en petits débits et à terme, à une cinquantaine d’unités par an en France et plusieurs centaines en Europe. L’objectif d’Arol Energy, en négociation finale sur plusieurs projets, est de parvenir à deux réalisations en 2015 sur des débits de 300 Nm³/h et plus.

Un marché qui se développe rapidement

Gaseo qui conçoit, finance mais

Gaseo exploite des installations de production d’énergie ou de transformation du biogaz en biométhane et se focalise plutôt sur les installations importantes, dont le débit se situe au-dessus de 300 Nm³/h de biogaz. L’entreprise exploite actuellement trois installations produisant du biogaz issu de CET. À Cuves (50) et à Aboncourt (57), Gaseo traite des biogaz complexes caractérisés par une forte présence d’H₂S. Pour assurer une production électrique performante et protéger les équipements, Gaseo a mis en place une tour de traitement de 12 m de haut sur chacun de ces deux sites. La chaleur produite à Cuves est réutilisée en totalité dans un process de dénitrification et dans l'alimentation de serres, tandis qu’à Aboncourt elle est utilisée pour traiter les lixiviats du site. À Chézy (03), le biogaz produit alimente deux moteurs de 600 kW chacun, permettant la production annuelle de 7 600 MWh électriques réinjectés sur le réseau ERDF. Un système de télésurveillance et de télégestion prévient les dérives des paramètres techniques et permet une surveillance à distance de l’installation 24 h/24 (SMS, email).

En attendant une valorisation des boues et des graisses de stations d’épuration en biométhane, le marché se développe rapidement, essentiellement sur le secteur des biodéchets et en cogénération, grâce aux réalisations de nombreux acteurs tels que Aeroe, Enprotech, EREP, MWM, Enertia, Maiveo, Exonia ou Valbio qui dispose déjà de nombreuses références en unités de méthanisation valorisant leur biogaz par cogénération et qui réalisera l’année prochaine, dans le sud-ouest, une des premières unités devant injecter le biométhane produit dans un réseau de transport de gaz naturel.

Naskeo Environnement vient par exemple de livrer une installation de biogaz à Gaillon (27), un projet de 30 000 tonnes en cogénération qui traite également des boues de stations d’épuration (20 %). « Nous sommes en train de superviser la montée en charge », précise Marc Bauzet. Le site de production et de valorisation du biogaz du Grand Auch (32) traite de son côté 40 000 tonnes dont 20 % de boues de Step. Il est installé avec une valorisation du biogaz en cogénération. Naskeo Environnement s’apprête également à lancer la construction de deux nouveaux projets. Le premier, en région parisienne, baptisé Equimeth (35 000 tonnes) et le second à Tarbes, baptisé Eden (20 000 tonnes). Tous deux concernent la valorisation de fumier et de biodéchets. « Ces projets ayant été autorisés avant la parution du décret du 24 juin 2014, nous n’avions pas l’autorisation d’accueillir des boues de stations d’épuration, mais nous allons solliciter cette autorisation très prochainement », souligne Marc Bauzet. L'unité de méthanisation Equimeth, d'une capacité de 250 Nm³/h, permettra la production de biométhane qui sera injecté au réseau de distribution de gaz naturel (GrDF) après purification et compression. La production de biométhane injecté sur l’année représente 26 GWh/an. La vente du biométhane permettra d’alimenter en chauffage et en eau chaude les six communes voisines.