Le compte-rendu et les présentations sont disponibles ici

Promotion of bio-methane and its market development through local and
regional partnerships
A project under the Intelligent Energy – Europe programme
Contract Number: IEE/10/130
Deliverable Reference: W.P. 2.1.1
Date of Preparation: April 2014
Minute of the 5th Advisory Committee (24th April 2014)
AILE
The sole responsibility for the content of this report lies with the authors. It does not necessarily reflect the opinion of the European
Union. Neither the EACI nor the European Commission are responsible for any use that may be made of the information contained
therein.
.
This document is a deliverable of the work package 2.1.1 of the Bio-Methane Regions project.
In this document you can find:
-
An English resume of the minutes,
-
The minutes of the advisory committee n°2,
-
The presentations used during the committee,
-
The results of part 1 of a study of the feasibility of small injection debit ,
-
Some pictures of the committee,
-
A copy of the invitation of the advisory committee,
-
A copy of the attendance sheet.
This deliverable is not available on the web-pages of AILE about Bio-Methane Regions in this form. In the
web page you can find a ‘French’ version of the minutes with: the minutes, the presentations and the
attendance sheet.
AILE have invited approximately 120 persons to this advisory. There were 52 persons at the meeting. The
invitations were sent to regional and local communities, regional and local administrations, national
environment and energy management agency, local farmer unions, cooperative farms, AD firms &
companies, electricity and gas organisms…
2/8
Resume of the minutes of the Advisory Committee n°5
The advisory committee was in 3 times:
-
Introduction – Armelle Damiano (Aile)
•
Bio-Methane Regions project (short remember),
•
Bio-Methane Regions overview,
-
Presentation of changes in the access to gas grid injection by Armory Mazon (GRT) and by Michel
Kersach (GRdF)
-
Presentation of first part of the feasibility study of small bio-methane injection or bio-fuel
production Jacky Bonnin (Astrade)
-
Conclusion – Armelle Damiano & Simone Hruschka (Aile)
-
On going of the advisory committee after ending bio-methane project?
3/8
Minutes of the Advisory Committee n°5
Compte-rendu du Comité Consultatif n°5
Le compte-rendu n’a pas pour but de reprendre le contenu des diaporamas, mais bien de les amender.
Introduction : documents produits pendant de programme Bio-Methane Regions et travaux en
cours
Armelle Damiano (AILE)
AILE met à disposition les delivrables produits pendant le programme. Plusieurs travaux sont en cours.
Annonce de la journée porte ouverte du 4eme projet d’injection en France, et premier dans l’Ouest à
Mortagne-sur-Sèvre.
Présentation
Amaury Mazon (GRT) et Michel Kersach (GRdF)
Les points d’avancement des groupes de travail et les conséquences sur le raccordement au réseau GRT
et GRdF ont été présentés. GRT a apporté des précisions sur les démarches à faire pour un raccordement
au réseau GRT.
En conclusion, on peut dire qu’il y a des démarches en cours pour rendre les procédures plus
transparentes et accessibles.
Question :
Dans le cadre du contrat de concession des communes, il existe de l’information sur les consommateurs.
Pourquoi ne pas l’utiliser pour faire l’étude de faisabilité et, serait-il possible de passer directement à
l’étude approfondie ?
Réponse :
Le débit horaire et la consommation du week-end ne seront pas connus de cette façon. L’étude de
faisabilité est une étape indispensable (coût de l’étude 2 700 €).
Question :
Existe-t-il de la documentation sur internet ?
Réponse :
Oui, toutes les informations et le catalogue des prestations GRdF sont disponibles sur
www.injectionbiomethane.fr
4/8
Question :
Concernant le cahier des charges pour l’installation du poste est-il possible d’avoir des plans plus
détaillés et précis, notamment concernant l’installation électrique du poste d’injection ?
Réponse :
Le cahier des charges est en cours de finalisation. L’installation électrique du poste dépend fortement du
constructeur du poste d’injection (appel d’offre en cours, attribution du marché en 06/2014).
Points d’attention :
- Le lancement de l’étude détaillée doit être faite au printemps pour permettre les mesures
précises sur la période estivale (sinon il faudra attendre un an de plus).
- Bien penser à l’implantation du poste d’injection à la fois pour permettre l’odorisation, le
contrôle mais aussi pour respecter la zone de sécurité de 5 m.
- Pour l’élaboration du business plan, prévoir un an de production de biomethane sans la
vente.
Panorama des solutions de petite épuration du biogaz (< 80Nm3/h) et des solutions jusqu’à
l’injection ou le bio-GNV et bio-GNL.
Jacky Bonnin (Astrade)
Dans le cadre du projet Biomethane Regions AILE et RAEE ont demandé au bureau d’étude Astrade de
faire une étude sur la possibilité d’injection de petites quantités de bio-méthane. La première partie
porte alors sur la possibilité d’épurer un débit de sortie de < 80Nm3/h.
Lors de l’intervention l’attention été portée sur le fait qu’il y a une concentration du biogaz de facteur 1.6
environ lors de l’épuration. Il faut en tenir compte ceci est lié aux teneurs d’azote et d’oxygène, car ce
facteur influence la conformité du bio-méthane.
Dans tous les cas il faut réfléchir le projet dans son ensemble, de l’utilisation des substrats et leur
incorporation en lien avec la technologie d’épuration utilisée pour produire un gaz conforme à
l’injection. La façon de chauffer le digesteur et la recirculation du gaz en cas de non-conformité.
Une alternative évoquée pour de projet de petite injection serait de produire du bio-GNL par cryogénie
du biogaz. Le biogaz sera désulfuré, séché et ensuit refroidi au point que le CO2 en forme solide crée une
autre source de recettes et un deuxième temps le bio-GNL (bio GazNaturelLiquéfié).
Merci de vous référer à la présentation de l’intervenant.
Question :
Y-a-t-il une règlementation ICPE pour l’épuration ?
Réponse :
5/8
Non, pas pour l’instant. La rubrique combustion du biogaz s’applique éventuellement pour la chaudière.
Question : y a-t-il une règle de limitation des off-gaz ?
Réponse : pas pour le moment mais il y a des réflexions en cours dans ce sens. Le choix de la solution
d’épuration doit en tenir compte.
Question :
Est-ce que il y a des projets en cours avec la cryogénie ?
Réponse :
Oui, il y a 2 projets en cours, un à Valentant (un projet de GDF Suez) et un autre réalisé par la ville de
Strasbourg, qui attend les arrêtés.
Question :
Est-ce que les équipements de bio-GNV, bio-GNL et GNL sont compatible ?
Réponse :
Oui, voir en Suède. Les constructeurs sont prêts.
Question :
Lavage aux amines : la cogénération peut-elle fournir la chaleur pour la régénération ?
Réponse :
Ça sera difficile, car la régénération se fait à 160°C et la cogénération fournit la chaleur à 90°C.
Question :
Quel poste de maintenance à faire attention ?
Réponse :
Les compresseurs ont une durée de vie de 6-8 ans et consomment aussi de l’électricité (30kW/h).
Question :
Est-il possible d’injecter non pas de l’air mais de l’oxygène pur dans le ciel gazeux ?
Réponse :
Oui, mais le coût reste élevé. Et cela n’est pas assez efficace contre les pics de H2S. La double élimination
avec du charbon actif en double cuve apparaît judicieuse. Pour lutter contre les pics l’utilisation de
chlorure ferrique (cher) ou de l’oxyde de de fer (moins cher) apparait simple et se mélange avec les
matières intrants.
Question :
Est-ce que la taille des épurateurs est flexible ?
Réponse :
6/8
Difficilement, car à la hausse c’est impossible, mais à la baisse oui, faire attention au coût et aux
réglages.
7/8
Conclusion – la poursuite du comité consultatif après l’arrêt du projet
Animé par Armelle Damiano (AILE)
- La question a été posée au public présent sur place et le consensus était de maintenir ces
comités pour maintenir un lieu d’échange sur la filière.
- Le prochain RDV aura lieu en Septembre et portera sur le retour d’expériences de la mise en
marché des digestats (programme VALDIPRO).
8/8
Actualités de l’injection du
biométhane dans les réseaux
GT Injection
Point sur les travaux réalisés dans les
différents groupe de concertation :
Regroupe toutes les parties prenantes de
l’injection dans les réseaux
Traite toutes les problématiques liées à
l’injection dans les réseaux de transport et
de distribution
• Procédure de raccordement
• Contrat de raccordement
• Gestion de la file d’attente
GT Concertation Biométhane
Procédure de raccordement (1/2)
La procédure de raccordement au réseau de
transport à fait l’objet
Dédié au raccordement au réseau de
transport
Sujets traités :
• d’une consultation de la CRE en mars 2013
• d’une délibération de la CRE le 25 avril 2013
La procédure distingue 2 types de projet
• Procédure de raccordement
• Contrat de raccordement
• Contrat d’injection
• Les cas de base
• Les autres cas
Contrat de raccordement et
d’injection (1/2)
Les étapes du raccordement (2/2)
Développement
Etude
préliminaire
Réalisation
et mise en
service
Etude de
base
3 mois
6 mois
9 à 18 mois *
60 k€
ou
Sur devis
* fourchette indicative
Meilleurs
efforts
1 mois
Prix
Gratuit
30 k€
ou
Sur devis
Délais de
réalisation
Autres cas
Meilleurs
efforts
1 mois
Meilleurs
efforts
6 mois
Information sur le
raccordement
Construction
Financement
Etude de
faisabilité
Délais de
réalisation
Cas de base
Livrables
Durée de validité
Instruction administrative
Préparation du dossier
administratif et dépôt
Contractualisation
Sur devis
12 à 30 mois*
6 à 9 mois*
Rapport de faisabilité
2 mois
Offre de raccordement
et contrat de raccordement
et d’injection
9 mois
Signature
contrat
Modalités de paiement : GRTgaz offre le
choix aux producteurs entre :
• Payer comptant les ouvrages de raccordement
• Payer les ouvrages de raccordement
• sur la durée de vie du contrat d’injection
• sous la forme d’un loyer annuel représentant 10,2%
du montant des investissements
Contrat de raccordement et
d’injection (2/2)
Gestion de la file d’attente (1/3)
La fusion du contrat de raccordement et du
contrat d’injection a été décidée début
2014.
• Un premier projet sera soumis courant mai aux
membres du GT concertation biométhane et
aux signataires d’une convention de faisabilité
avec GRTgaz.
• Une prochaine réunion du GT concertation
biométhane sera programmée fin mai – début
juin 2014
Gestion de la file d’attente (2/3)
Procédure de gestion des capacités
Les capacités d’injection dans une zone
donnée sont limitées par les
consommations de la zone
D’où la nécessité de prioriser les
demandes sur une zone d’injection
La zone d’injection est commune aux
gestionnaires de réseau de distribution et
de transport
Gestion de la file d’attente (3/3)
Procédure de gestion des capacités
Gestion de registre de capacités
La procédure est basée sur les principes suivants :
• L’entrée dans la file d’attente se fait lors de la signature de la
commande d’étude de faisabilité
• Principe du « 1er arrivé, 1er servi »
• Le projet doit respecter certaines échéances pour être maintenu
dans la file d’attente
• Un Gestionnaire de registre va être nommé pour gérer les files
d’attente
• La relation commerciale avec le porteur de projet reste du ressort
de l’opérateur du réseau concerné
• GRTgaz et TIGF sont volontaires pour être Gestionnaire de
Registre sur leurs périmètres
Calendrier
Etude
préliminaire
Etude
de faisabilité
Etude de
base
Réalisation
et mise en
service
Entrée
dans la file d’attente
En savoir plus
Le site de GRTgaz : www.grtgaz.com
Le site Injection Biométhane :
Votre interlocuteur en région
• Amaury Mazon, Développeur Commercial GRTgaz
• [email protected] – 06.21.02.09.78
• Consultation publique de la CRE en décembre 2013 sur la base
d’une proposition du GT Injection
• Délibération de la CRE le 27 février 2014
• Passage en Conseil Supérieur de L’Energie le 15 avril 2014
• Délibération définitive de la CRE à venir
• Un certains nombre d’analyses complémentaires ont été demandés
: une deuxième version de la procédure est prévue, au plus tôt en
septembre 2014
Annexe : Définition du cas de base
Annexe : définition de la zone
d’injection
Définition du cas de base
• Branchement inférieur à 100m ;
• Terrain adapté pour un poste d’injection, pas de complexité
du terrain ;
• Situé hors environnement urbain ;
• Ne requérant ni la construction d’ouvrages spéciaux
(passage de rivière, passage de voie ferrée, route
importante, etc.), ni installation d’équipements spécialisés
(bâtiment, etc.) ;
• Ne requérant pas de démarche foncière particulière
(ouvrage de raccordement intégralement situés sur le terrain
appartenant au producteur) ;
• Ne nécessitant pas d’étude d’impact ;
• Requérant l’instruction d’une autorisation de transport à
procédure simplifiée (APS) : maîtrise des aspects fonciers
sur l’ensemble du projet.
Définition de la zone d’injection : zone unique
800
• Une zone d’injection est
constituée d’une artère
régionale avec les DP qui
lui sont rattachées
CI
500
DP
300
300
Il est nécessaire de gérer la file d’attente de chaque
zone, qui est commune au GRT et au GRD
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BIO-METHANE
Portage du
bio-méthane
Injection réseau
distribution *
Distribution
bio-GNV (GNL)
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Principaux
paramètres
PCI / PCS
Méthane
Bio-GNV
ISO 15403
Norme
« Injection » Gaz H
PCI > 8,55
>86% CH4
PCS >10,7 kWh/Nm3
Eq. > 96,7%CH4
O2 (%vol)
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H2S
<5 mg/Nm3
<5 mgS/Nm3
CO2
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<3,5%
< 3 mg/Nm3
NH3
H2O
Point de rosée
< T° de fonctionnement du
véhicule
< -5°C
A pression maxi
Exigences de pureté en méthane moindres si le bio-méthane est utilisé uniquement et
directement en carburant véhicule.
La teneur en O2<0,75% est une dérogation aux prescriptions techniques
L’azote N2 n’est pas un paramètre réglementé mais sa teneur est un obstacle à
l’obtention du minima en PCS.
Pour les composants non traités par le dispositif d’épuration, il faudra tenir compte de
l’effet de concentration par élimination du CO2.
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L’eau consommée doit être traitée avant rejet.
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Unité de lavage à l’eau :
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•Colonne d’absorption
•Colonne de dégazage
Source : Kempro Environnement
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Options possibles proposées :
•Récupération du CO2 pour le liquéfier et le valoriser (Kempro)
•Couplage à 2 colonnes de PSA en fin de process
•pour élimination de l’O2 si nécessaire, sur un média d’adsorption spécifique (Kempro)
•pour séchage final du biométhane (Greenlane Biogas)
Vigilance:
•O2 et N2 se retrouvent concentrés dans le bio-méthane d’un facteur minimum de1,5
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Unité d’épuration aux amines à
Vacarisse (Espagne) ;
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Combinaison de modules membranaires
Source : DMT (membranes Evonik)
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• Intégrer le coût lié aux consommations en amines et aux besoins thermiques
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Source : Xebec – VerdeMobil
Mortagne sur Sevres (85) 65 Nm3/h
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Permettre son transport
Constituer une réserve notamment pour du remplissage rapide de véhicule
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Container de transport
Source : Luxfer/Dynetek
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Source: Cryolor
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Fabricants et fournisseurs identifiés :
•Cuves de stockage/transport :
•IndoxCryoEnergy
•Cryolor
•Procédés d’odorisation et regazéification
•VerdeMobil
•Host France
•Air Liquide
•Cryolor
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Principaux fabricants identifiés :
•Cirrus
•Bauer
•Greenfield (Atlas Copco)
•WH2 (vente de produits BRC Fuel Maker)
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1
•Teneur en Soufre
6
(Désulfuration biologique fortement déconseillée : l’élimination de fortes concentrations d’H2S sera
couteuse)
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(
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•Composés traces
34
Exemple des terpènes (limonène, pinène…) potentiellement polluant de certains systèmes
d’épuration
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•Réglementation
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Matières interdites pour l’injection
Incidence sur le tarif d’achat du bio-méthane (P1 et P2)
Application des arrêtés du 23 Novembre 2011
3 # ;
, ' LMH
A# ;
CHOIX du PROCEDE de METHANISATION
# ;
A# ;
•Teneur en Oxygène et en Azote : Composés pas nécessairement pris en charge par les
systèmes d’épuration ; en conséquence, il faut supprimer tout ce qui entraine un apport d’air dans
le biogaz (moindre sensibilité en bio-GNV)
Méthanisation en voie sèche discontinue n’est compatible avec l’injection qu’avec un
procédé d’épuration éliminant l’azote
Désulfurisation biologique par injection d’air dans les ciels gazeux fortement déconseillée
Incorporation directe de matières solides dans les digesteurs déconseillée ( pré-mélange)
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A# ;
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CHOIX des INTRANTS
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Energie
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du biogaz
METHANISATION
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PROCEDE d’EPURATION
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BIOGAZ
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•Intégration
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des Chaudière
besoins
en énergie thermique de la méthanisation :
biogaz
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Désulfuration
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Désulfuration
Dessiccation
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7
BIO-METHANE
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partir du off-gaz
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BIO-METHANE
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PROCEDE d’EPURATION
5
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•Gestion des off-gaz non valorisables
1
Rejet à l’atmosphère, jusqu’à quelle concentration et flux ?
Destruction (le coût peut être très élevé pour des petites unités)
34
#
•Performances vis-à-vis de l’azote et de l’oxygène
) 0
Choix d’un procédé efficace sur ces paramètres pour limiter des risques de nonconformité
Pour des débits <80Nm3/h peu de solutions
• Épuration cryogénique si besoin de transport
• le lavage aux amines est pénalisé par la consommation d’énergie thermique
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2 schémas possibles
METHANISATION
Combustion des off-gaz ( chaudière bas PCI)
Combustion d’une fraction du biogaz brut
Dessiccation
Récupération d’énergie
thermique sur le procédé d’épuration
( brut
optimisationChaudière
du taux de
BIOGAZ
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bas PCI
7
valorisation)
EPURATION
Variations
saisonnières
des productions et des besoins
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•Sensibilité aux micro-polluants
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Sur la base d’une production et d’une qualité de biogaz (définissant un DTG)
PROCEDE d’ÉPURATION
• Teneur moyenne en méthane du bio-méthane
• Débit et capacité de traitement
• Disponibilité garantie
• Consommations
Energie
Réactifs
• Pérennité des médias et coût de remplacement
• Quantité d’énergie thermique récupérée pour l’autoconsommation
Ne pas sous-estimer les incidences économiques
Ecart de recette pour une unité qui injecte 50 Nm3/h
• PCS du bio-méthane:
de 97% à 99% CH4
+ 12 000 €/an
• Indisponibilité
2% d’indisponibilité
- 12 000 €/an
Non-conformité
2% de non-conformité
Prendre en compte les temps de redémarrage (délai de retour au nominal)
• Récupération d’E thermique
30% de l’autoconsommation + 20 000 €/an
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DOMAINES d’INTERVENTION
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•Un seul constructeur Méthanisation + Epuration:
oCohérence de la fourniture
oPas d’interface à gérer
oAutomatismes intégrés
Limitation dans le choix des procédés (le constructeur n’est pas nécessairement le meilleur dans les 2
métiers)
Concurrence limitée
Risque de plus value liée à la sous-traitance
Jacky BONNIN
www.astrade.fr
•Deux constructeurs complémentaires
Limites de fournitures :
1 lot Méthanisation (de la matière première au biogaz brut) + sécurité torchère +
aménagement du site
1 lot Biogaz (Prétraitement/épuration/Injection/Compression/chaudière)
Multiplie les choix techniques et optimise la mise en concurrence
oNécessité d’une MOE
oFacilité avec épuration containérisée
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32
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ANALYSE DES OFFRES
•Coûts d’exploitation
Consommations d’énergie (limite réglementaire en injection <0,6 kWh/Nm3 biogaz traité)
Consommables
Renouvellement des médias
Entretien / renouvellement des équipements
Etalonnage des capteurs (y compris gaz étalons)
• Durée de vie des équipements sensibles
Compresseur MP et HP
Médias
•Redondance des équipements sensibles
Compresseur
Surpresseur
•Qualité et précision du contrôle de la qualité du bio-méthane
Risque de ne pas anticiper les non conformités en injection
Application des délais de retour à la conformité (perte d’exploitation)
Moyens et rythme des étalonnages
• Contrat de maintenance et Conditions de mise en œuvre du SAV
Délai d’intervention
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