DI-UMONS : Dépôt institutionnel de l’université de Mons

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(titres de publication, de périodique et noms de colloque inclus)
2019-10-15 - Colloque/Présentation - communication orale - Français - page(s)

Chauvy Remi , Dubois Lionel , Thomas Diane , De Weireld Guy , "Intégration énergétique des procédés de capture et valorisation du CO2 en gaz naturel synthétique" in 17ème Congrès de la Société Française de Génie des Procédés (SFGP 2019), Nantes, France, 2019

  • Codes CREF : Traitement des effluents gazeux (DI3843), Technologie de l'environnement, contrôle de la pollution (DI3841), Thermodynamique chimique (DI132C), Génie chimique (DI2721), Chimie (DI1300)
  • Unités de recherche UMONS : Génie des Procédés chimiques et biochimiques (F505), Thermodynamique, Physique mathématique (F506)
  • Instituts UMONS : Institut de Recherche en Energétique (Energie)

Abstract(s) :

(Anglais) La filière « Power-to-Gas » représente potentiellement une solution d’avenir permettant de transformer l’électricité issue d’énergies renouvelables excédentaires en hydrogène ou en gaz naturel synthétique (SNG), qui peuvent être stockés et transportés dans les réseaux de gaz naturel [1]. Dans ce contexte, le but de cette étude est d'évaluer le potentiel d'un système intégré pour produire du SNG (voir Fig. 1). Ce système repose sur l'électrolyse d'eau par de l'électricité verte pour produire de l’hydrogène (H2), et sur la réaction de méthanation pour produire du méthane via la réaction de Sabatier avec le dioxyde de carbone (CO2) [2]. Une évaluation technico-économique et environnementale est finalement proposée. La suite Aspen est utilisée pour modéliser le procédé intégré, permettant dès lors la conception, l’optimisation et le suivi de ses performances. Le procédé est conçu pour produire du SNG à partir d’une installation d’électrolyse de l’eau générant 40 tonnes de H2 par jour. Cet hydrogène produit est associé à du CO2 permettant la réaction de méthanation. Le CO2 provient du traitement de 10% des fumées d’une cimenterie BAT [3], où 90% est effectivement capturé à l'aide d'un processus avancé d'absorption-régénération [4], utilisant un solvant aminé MDEA+PZ. La méthanation est réalisée dans une série de réacteurs adiabatiques à lit fixe, avec refroidissement intermédiaire et recyclage de produit. La récupération de chaleur issue de la réaction exothermique de méthanation est principalement utilisée pour la régénération du solvant de captage du CO2, réduisant ainsi les coûts et les impacts environnementaux. Enfin, le CO2 et le H2 non convertis sont séparés et recyclés à l'aide d'un système hybride comprenant un second système de séparation du CO2 et une membrane pour la séparation de H2. La composition finale du SNG (environ 91% de CH4, 3.3% de H2 et 5.7% de CO2), à une pression de 20 bar pour le transport en pipeline, répond aux normes facilitant son injection dans les réseaux de gaz (voir Tableau 1). Les coûts et la durabilité de ce procédé intégré sont ensuite analysés selon différents scénarios d'application. Les coûts initiaux d’investissement en capital, en particulier pour l’électrolyse et la méthanation, sont élevés. De plus, les coûts opératoires, principalement liés aux coûts d’électricité, cumulés à une faible taxe sur les émissions de CO2, tendent à montrer que ce procédé n’est pas encore économiquement viable dans les conditions actuelles. Enfin, les premiers résultats concernant les impacts environnementaux tendent à montrer un effet bénéfique de l’intégration des unités de capture du CO2 et de méthanation. Ce système, permettant de stocker plus efficacement les surplus d’électricité renouvelable et de les utiliser diversement (chauffage, mobilité, etc.), est considéré donc comme une solution efficace et respectueuse de l'environnement, augmentant la part des énergies renouvelables intermittentes dans le mix énergétique final, mais dépendante fortement de mesures politiques de soutien économique.