Technologies d’épuration du biogaz : comparaison des membranes, du PSA, des laveurs et de la cryogénie

Pour éliminer le CO₂ du biogaz, on recourt à cinq grandes familles de technologies : la séparation membranaire, l’adsorption modulée en pression (PSA), l’absorption physique dans l’eau, l’absorption chimique dans des amines et la séparation cryogénique. Aucune ne l’emporte sur tous les critères : les membranes sont compactes et modulaires, le lavage aux amines présente les pertes de méthane les plus faibles, le lavage à l’eau est simple et robuste, le PSA est compétitif par son prix, et la cryogénie fournit en sortie du CO₂ liquide ou du bioLNG. La comparaison ci-dessous est indicative : les valeurs exactes dépendent du fournisseur, des garanties contractuelles et des conditions d’exploitation.

Principes de fonctionnement en bref

• Membranes – le gaz traverse des fibres polymères dans lesquelles le CO₂ (et la vapeur d’eau) diffuse plus vite que le CH₄. Le méthane reste du côté du rétentat.
• PSA – le CO₂ est adsorbé sur un tamis moléculaire (carbone ou zéolithe) à pression élevée, puis désorbé à pression réduite ; plusieurs colonnes fonctionnent de manière cyclique.
• Laveur à l’eau – le CO₂ se dissout dans l’eau bien mieux que le CH₄ (environ 25 fois à température ambiante), de sorte que l’eau, dans une colonne sous pression, fixe principalement le CO₂.
• Laveur aux amines – le CO₂ réagit chimiquement avec une solution d’amines ; le solvant est régénéré par de la chaleur à une température d’env. 110–140 °C.
• Cryogénie – le biogaz est comprimé puis refroidi à de basses températures, auxquelles le CO₂ se liquéfie ou se resublime et se sépare du méthane.

Comparaison indicative

Comment choisir la technologie

1. Échelle. Une unité agricole de petite ou moyenne taille (quelques centaines de m³/h de biogaz) choisit généralement des membranes, car elles sont compactes et rapides à installer. Les grandes installations envisagent également les laveurs.
2. Chaleur fatale. Si de la chaleur bon marché est disponible à proximité (par ex. issue d’une cogénération (CHP) existante, d’une chaudière à biomasse ou d’un site industriel), le lavage aux amines devient attractif : son principal coût, la régénération, est alors faible.
3. Valorisation du CO₂. Si le CO₂ doit être vendu (par ex. à l’industrie agroalimentaire), une pureté élevée est nécessaire ; elle est assurée par le lavage aux amines ou la cryogénie ; avec les autres technologies, le flux résiduel doit être épuré davantage.
4. Pertes de méthane. Chaque pour cent de glissement représente un revenu perdu et une émission de gaz à effet de serre.
5. Disponibilité du service. Il importe que le fournisseur dispose d’un support local et garantisse la disponibilité.

Exemple de calcul illustratif

Hypothèses : flux de biogaz de 1 000 m³/h à 55 % de CH₄ (550 m³/h de méthane), glissement de méthane de 0,5 % dans la variante A et de 1,5 % dans la variante B, 8 000 heures de fonctionnement par an. Perte de méthane en A : 550 × 0,005 × 8 000 ≈ 22 000 m³, en B : 550 × 0,015 × 8 000 ≈ 66 000 m³. La différence est d’env. 44 000 m³ de CH₄ par an, soit env. 440 MWh (à env. 10 kWh/m³). Pour un gaz valorisé à 200 PLN/MWh, cela représente env. 88 000 PLN par an – un montant qui, sur un horizon de plus de dix ans, peut justifier une technologie plus coûteuse si l’écart de CAPEX est faible. Le prix de 200 PLN/MWh est une hypothèse de calcul, non une cotation.

Tendances

Les fournisseurs combinent les technologies, par ex. des membranes avec un polissage final du méthane de l’off-gaz par un oxydeur thermique ou un étage de séparation supplémentaire, et le lavage aux amines avec une récupération de la chaleur de compression. L’importance de la valorisation du CO₂ biogénique et de la réduction des émissions de l’off-gaz augmente, ce qui influencera les exigences réglementaires et le bilan de GES.

Que regarder dans une offre

Outre les paramètres du tableau, comparez le périmètre complet de la fourniture. Une offre englobe le prétraitement, le séchage, le compresseur, le système de post-combustion de l’off-gaz et le poste d’injection, une autre uniquement le module de séparation. Interrogez le fournisseur sur la disponibilité garantie (en pourcentage de l’année), les coûts de remplacement des consommables (membranes, sorbant, solvant, garnissage), le délai de livraison et la plage de fonctionnement à charge partielle. En pratique, une unité agricole fonctionne rarement à un débit de biogaz constant, égal au débit de conception, car la production dépend de l’alimentation des digesteurs. Un système qui supporte bien une charge de 50–60 % de la valeur nominale vaut parfois davantage qu’un système aux pertes légèrement plus faibles au point de conception.

Conclusion

Un choix raisonnable exige de comparer les coûts totaux (CAPEX + OPEX + valeur des pertes de méthane) et de tenir compte des conditions locales – chaleur, eau, électricité et marché du CO₂. Vous trouverez une présentation détaillée de chaque technologie dans les prochains articles de la série.