Cahier des charges Epuration d'un syngaz haute pression issu d'un procédé de Gazéification Hydrothermale Avril 2020 Challenge Open Innovation - ATEE
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+ Cahier des charges Epuration d’un syngaz haute pression issu d’un procédé de Gazéification Hydrothermale Avril 2020 Challenge Open Innovation
Comment épurer un gaz de synthèse haute pression ?
How to purify a high-pressure synthesis gas?
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Contexte/ problématique :
La Gazéification Hydrothermale est la 4ème filière et technologie de production de gaz
renouvelable que GRTgaz cherche à faire émerger sur le marché : il s'agit d'une conversion
thermochimique à haute pression et relativement haute température au-delà du point critique de
l'eau (221 bar, 374°C). Elle permet une conversion très efficace de résidus et de déchets de
biomasses liquides organiques en un gaz de synthèse renouvelable riche en méthane ainsi
que des phases de résidus solide (sels minéraux, métaux) et liquide (eau, azote). Il existe deux
familles de technologies de gazéification hydrothermale : une « sans » et une « avec » catalyse.
La technologie s’intègre dans une approche d’économie circulaire visant à réduire au maximum
la quantité de déchets ultimes et à valoriser au maximum tous les résidus générés.
En prenant en compte les gisements mobilisables (~ 100 millions de tonnes/ an) de déchets
organiques liquides en France métropolitaine et les spécificités de la technologie de gazéification
hydrothermale, des perspectives significatives de production de gaz renouvelable existent
notamment pour des effluents d’élevage, des boues de stations d’épuration et des
digestats de méthanisation non valorisables localement. Le potentiel de production annuel
de méthane renouvelable via la gazéification hydrothermale peut être estimé à l’horizon 2050
à au moins 58 TWh et jusqu’à 138 TWh/an pour ces seules catégories d’intrants. » [GRTgaz-
Enea, 20191]
A ce jour aucune solution sur le marché ne permet l'épuration, avec ou sans méthanation
intégrée, des gaz de synthèse à haute pression (250 à 300 bars) issus de la gazéification
hydrothermale pour les rendre conformes aux spécifications “gaz naturel” de GRTgaz pour
une injection à haute pression dans le réseau de transport.
Objectifs :
Les solutions techniques identifiées devront être capables de :
1. Abattre la concentration en H2 à un niveau inférieur à 1 % sur le syngaz produit par
gazéification hydrothermale,
2. Abattre la concentration en CO2 à un niveau inférieur à 2,5 % sur le syngaz produit par
gazéification hydrothermale,
3. Opérer avec un syngaz sortant du gazéifieur entre 250 à 300 bars avant séparation
gaz/liquide et l’injecter dans le réseau de GRTgaz en respectant les prescriptions
techniques décrites "gaz naturel" (voir annexe) à une pression supérieure à celle du réseau
au point d'injection (celle-ci pouvant varier de 30 à 67,7 bar, la valeur supérieure étant
retenue), sans re-compression du gaz épurée.
Deux solutions (à minima) sont recherchées pour répondre aux objectifs :
• une épuration haute pression des gaz de synthèse, sans fonction méthanation,
• une épuration haute pression, avec fonction méthanation intégrée.
Pour les deux solutions, GRTgaz est à la recherche d’un concept réalisable sur base d'une
technologie existante et un second sur base d'une technologie disruptive.
1
Première étude sur le potentiel de la gazéification hydrothermale en France : https://bit.ly/2VMSI73
Siège social GRTgaz, Immeuble BORA, 6 rue Raoul Nordling - 92270 Bois Colombes - téléphone 01 55 66 40 00 - www.grtgaz.com 2
SA au capital de 620 424 930 euros - RCS Nanterre 440 117 620Contraintes :
Compositions du syngaz brut à traiter (*) issues des deux grandes familles du procédé qui
peuvent varier selon un certain nombre de critères:
Procédé GH avec catalyse Procédés GH sans catalyse
250 à 300 bars
Pression du syngaz ~ 300 bar
(varie selon le procédé GH)
Température du syngaz ≤ 50 °C ≤ 50 °C
CH4 [% vol] 50 à ≥ 60 % 25 à ≥ 40 %
H2 [% vol] ≤ 20 % ≤ 10 à ≥ 30 %
CO2 [% vol] ≤ 30 à 35 % 10 à ≥ 20 %
Hydrocarbures plus élevés
~0% ≤ 20 %
(C2H6, C3H8, ...) [% vol]
CO Traces : ≤ 100 pm ≤ 1%
Autres Pas d'H2S, pas de NOx H2S, pas de NOx
* Les pourcentages volumiques affichés peuvent être assez variables. Une partie importante du CO2 peut être
dissous dans le résidu liquide, après séparation des phases en sortie du gazéifieur !
La solution recherchée doit être énergétiquement efficace, la moins chère possible et
permettre une injection dans le réseau de transport sans re-compression du gaz épurée.
Existe-t-il déjà une solution ? Trois pistes de solutions existent :
1. Nous savons que la technologie membranaire, déjà utilisée dans des épurateurs de
biogaz à basse pression issu d'installations de méthanisation, existe aussi en version
haute pression (ces membranes semblent pouvoir supporter ~ 80 bars).
2. Le consortium SCW Systems/ Gasunie au Pays-Bas a réussi en décembre 2019 à
injecter dans le réseau de transport de Gasunie un gaz conforme issu de leur
démonstrateur de gazéification hydrothermale (~2 MWth) à une pression d'environ 70
bars. Nous ne disposons pas d’informations sur la solution utilisée.
3. Côté méthanation, nous n'avons pas connaissance d'une solution concrète à haute
pression ni catalytique ni biologique. Nous savons toutefois que l'efficacité de certains
concepts de méthanation biologique augmente sensiblement avec une augmentation de
la pression du gaz et que certaines souches de bactéries supportent bien de très hautes
pressions.
GRTgaz cherche les meilleurs concepts technico-économiques disponibles se basant soit sur
des technologies déjà existantes soit sur celles en développement (à minima TRL 3-4).
GRTgaz sélectionnera un ou plusieurs concepts qui pourraient être concrétisés et testés dans
une 1ère phase pilote avec un ou plusieurs développeurs de la gazéification hydrothermale voire,
dans une 2ème phase, être soutenus jusqu’au développement d’un démonstrateur devant traiter
jusqu’à 100 Nm3/h de gaz de synthèse.
Les candidats conserveront la propriété intellectuelle de leurs propositions. La candidature au
concours n’est pas rendue publique.
Planning :
• Mai 2020 : Réponses aux premières sollicitations
• 17 Juillet 2020 : L’ensemble des dossiers devront être déposés par les candidats
• Début Sept. 2020 : Analyse et sélection finale des candidats/ concepts proposés
• 18 Sept. 2020 : Classement définitif de ou des meilleurs solutions/concepts
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SA au capital de 620 424 930 euros - RCS Nanterre 440 117 620How to purify a high-pressure synthesis gas?
Context/ issues:
Hydrothermal Gasification (HTG) is the 4th renewable gas production process and
technology that GRTgaz is seeking to help bring to market: it involves thermochemical
conversion at high pressure and relatively high temperature, above water’s critical point (221
bar, 374°C).
It enables highly efficient conversion of residues and waste from liquid organic
biomass into a renewable, methane-rich synthesis gas, as well as solid elements
recovery (mineral salts, metals) and liquid (clear water) phases. Two technologies of
Hydrothermal Gasification are available : one without and one with catalysis.
This technology, which incorporates many advantages, is part of a circular economy
approach aimed at reducing the quantity of final waste to a minimum.
Since organic waste feedstock is readily available across France and the specificities of
hydrothermal gasification technology, significant perspectives are emerging to produce
renewable gas especially from livestock of dairy manure effluents, liquid sludge from
wastewater treatment plants and digestate from anaerobic digestion not locally
usable. The yearly renewable methane output potential production via hydrothermal
gasification is estimated by 2050 to be at least 58 TWh and up to 138 TWh, for the 3 above
mentioned principal feedstocks. [GRTgaz-Enea, 20192]
As of today, there is no available solution on the market for purifying, with or without
integrated methanation, high-pressure (250 to 300 bar) synthesis gases from
hydrothermal gasification that complies with GRTgaz's "natural gas" specifications for
high-pressure injection grid.
Objectives:
The technical solutions identified must be capable of:
1. Lowering the H2 concentration to a level below 1% on the syngas produced by
hydrothermal gasification,
2. Reducing the CO2 concentration to a level below 2.5% on the syngas produced
by hydrothermal gasification,
3. Operating with a syngas comprised between 250 to 300 bar at gasifier outlet, before
gas/liquid separation that complies with GRTgaz's "natural gas" technical
specifications (to be found in the Appendix), at a higher pressure than available at
the grid injection point (can vary between 30 and up to 67.7 bar -> keep the highest
value)
2 solutions (as a minimum) could respond to the objectives:
- high-pressure cleaning of synthesis gas without methanation (without methanation
OR without the methanation step)
- high-pressure cleaning with methanation OR with an integrated methanation step
2
Première étude sur le potentiel de la gazéification hydrothermale en France : https://bit.ly/2VMSI73
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SA au capital de 620 424 930 euros - RCS Nanterre 440 117 620Constraints:
The Syngas outlet composition of the two main families that can vary following few criteria:
HTG with catalysis HTG without catalysis
250 to 300 bar
P (bar) ~ 300 bar
(varies with process considered)
T°C of syngas ≤50°C ≤50°C
CH4 [% vol] ~ 50 to ≥ 60 % ~ 25 to ≥ 40 %
H2 [% vol] ≤ 20 % ≤ 10 to ≥ 30 %
CO2 [% vol] ≤ 30 to 35 % ~ 10 to ≥ 20 %
High LHV Hydrocarbons
(C2H6, C3H8, ...) [% vol]
~0% ≤ 20 % (C2H6, C3H8, ...)
CO Very low : ≤ 100 pm ~ ≤ 1%
Others No H2S, No NOx H2S (some %), No NOx
*The % displayed can be quite variable. A significant part of the CO2 can be dissolved in the liquid residue after
the gas separation at the gasifier outlet!
The solution/concept must be energy efficient, as low cost as possible and allow
injection into the transport network without re-compressing.
Is there already a solution? There are three potential solutions:
1. Membrane technology, already used with low pressure biogas purifiers from
anaerobic digestion plants, also exists in high pressure version (these membranes
seem to be able to withstand ~ 80 bars).
2. The SCW Systems/Gasunie consortium in the Netherlands succeeded in
December 2019 in injecting into Gasunie’s grid a “natural-gas-alike” from their
hydrothermal gasification demonstrator (~ 2 MWth) at high pressure (circa 70
bar). GRTgaz does not have more information about the solution used.
3. For methanation technology, GRTgaz does not hold information about a realistic
solution at high pressure, neither catalytic nor biological. However, the efficiency of
biological methanation concepts increases significantly when the delta of pressure
increases too, and certain strains of bacteria can withstand very high pressures.
GRTgaz is looking for the best available technical and economic concept based either on
existing technologies or disruptive ones (at least TRL 3-4).
After having ranked and analysed all potential solutions/ concepts at the end of the challenge,
GRTgaz will select one or more concepts that could be implemented and tested in a 1st
pilot phase with one or more hydrothermal gasification developers.
In a 2nd step, the solution could be supported until the development of a demonstrator unit to
process up to 100 Nm3/h of synthetic gas.
Planning:
• May 2020: responses to first requests
• July 17th 2020: All applications must be submitted by the candidates.
• Early Sept. 2020: analysis and final selection of candidates/concepts
• Sept 18th : Final choice of solution(s)/concepts.
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SA au capital de 620 424 930 euros - RCS Nanterre 440 117 620Annexe
Caractéristique Spécification
Pouvoir Calorifique Supérieur Gaz de type H (1) : 10,70 à 12,80 kWh/m3 (n) (combustion 25 °C :
(condition de combustion 0 °C 10,67 à 12,77)
et 1,01325 bar) Gaz de type B (1) : 9,50 à 10,50 kWh/m3 (n) (combustion 25 °C : 9,48
à 10,47)
Indice de Wobbe (condition de Gaz de type H (1) : 13,64 (1bis) à 15,70 (1bis) kWh/m3 (n) (combustion 25
combustion 0 °C et 1,01325 °C : 13,60 à 15,55)
bar) Gaz de type B (1) : 12,01 à 13,06 kWh/6m3 (n) (combustion 25 °C :
11,98 à 13,06)
Densité Comprise entre 0,555 et 0,700 (2)
Point de rosée eau Inférieur à -5°C à la Pression Maximale de Service du réseau en aval
du Raccordement (3)
Point de rosée hydrocarbures Inférieur à -2°C de 1 à 70 bar(a) (2)
(4)
Teneur en soufre total Inférieure à 30 mgS/m3(n) (2)
Teneur en soufre mercaptique Inférieure à 6 mgS/m3(n) (2)
Teneur en soufre de H2S + Inférieure à 5 mgS/m3(n) (2)
COS
Teneur en CO2 Inférieure à 2,5% (molaire) (2)
Teneur en Inférieure à 40 mgS/m3(n) (2)
Tétrahydrothiophène (produit
odorisant THT)
Teneur en O2 Inférieure à 100 ppmv (molaire) (2)
Impuretés Gaz pouvant être transporté, stocké et commercialisé sans subir de
traitement supplémentaire
Hg Inférieur à 1 µg/m3(n) (2)
Cl Inférieur à 1 mg/m3(n) (2)
F Inférieur à 10 µg/m3(n) (2)
H2 Inférieur à 6%
NH3 Inférieur à 3 mg/m3(n) (2)
CO Inférieur à 2%
(1) Gaz de type H : Gaz à haut pouvoir calorifique. Gaz de type B : Gaz à bas pouvoir calorifique.
(1bis) Gaz de type H : dans l'attente d'évolutions contractuelles, du gaz ayant un indice de Wobbe (conditions de
combustion 0 °C et 1,01325 bar) compris entre 13,64 (valeur recommandée par l’association européenne EASEEgas) et
13,50 kWh/m3(n) est susceptible d'être accepté. Concernant la limite supérieure pour l’indice de Wobbe, des vérifications
sont en cours pour déterminer à quelle date la valeur de 15,85 kWh/m3(n) (au lieu de 15,70) discutée au sein d’EASEE-
gas serait acceptable en France.
(2) Ces valeurs sont celles recommandées dans le cadre de l’association européenne EASEE-gas.
(3) La conversion du point de rosée eau en teneur en eau et inversement est effectuée selon la norme ISO 18 453 «
Natural gas – Correlation between water content and water dew point. » (corrélation Gergwater).
(4) Il s’agit d’une spécification applicable au Gaz Naturel qui ne couvre que les hydrocarbures et pas les huiles.
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