Analyse expérimentale et de simulation de la production de biogaz à partir de boues d'épuration de boissons pour la production d'électricité

Rapports scientifiques volume 12, Numéro d'article : 9107 (2022) Citer cet article

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Cette étude a évalué le potentiel de production de biogaz et de méthane des boues d'épuration générées par l'industrie des boissons. L'optimisation du potentiel de production de biogaz d'un seul digesteur anaérobie fed-batch a été opérée à différentes températures (25, 35 et 45 ℃), pH (5,5, 6,5, 7,5, 8,5 et 9,5) et taux d'alimentation organique (1 :3, 1:4, 1:5 et 1:6) avec un temps de rétention hydraulique de 30 jours. La productivité du méthane et du biogaz des boues d'épuration des boissons en termes de solides volatils (VS) et de volume a été déterminée. La production maximale de biogaz (15,4 m3/g VS, 9,3 m3) et la teneur en méthane (6,3 m3/g VS, 3,8 m3) ont été obtenues en termes de VS et de volume à 8,5, 35 ℃, 1:3 de pH optimal, température , et taux de charge organique, respectivement. De plus, la teneur maximale en méthane (7,4 m3/g VS, 4,4 m3) et le potentiel de production de biogaz (17,9 m3/g VS, 10,8 m3) ont été atteints par jour à température ambiante. Le biogaz total et le méthane à 35 ℃ (30 jours) sont de 44,3 et 10,8 m3/g VS, respectivement, tandis qu'à 25 ℃ (48 jours) ont augmenté à 67,3 et 16,1 m3/g VS, respectivement. Par ailleurs, le potentiel électrogène du biogaz produit à température ambiante (22,1 kWh à 24 jours) et à température optimale (18,9 kWh) à 40 jours a été estimé. Le modèle simulant un TRH optimal (25 jours) en termes de production de biogaz et de méthane à température optimale était en bon accord avec les résultats expérimentaux. Ainsi, nous pouvons conclure que les boues d'épuration industrielles des boissons ont un énorme potentiel pour la production de biogaz et l'électrification.

De nos jours, divers déchets sont recyclés de manière durable en produits utiles, par exemple, des briques économes en énergie1, des emballages2, une utilisation agricole3, et constituent différents systèmes bioénergétiques4,5 tels que le bioéthanol5,6, le biodiesel7,8, le biogaz9 et la production de briquettes10. Pour permettre le développement durable de l'approvisionnement énergétique et atténuer les émissions de gaz à effet de serre, la production de biogaz par digestion anaérobie à partir de diverses matières premières telles que les cultures, les résidus et les déchets (industriels, agricoles et municipaux) joue un rôle clé11. La production de biogaz à partir de boues industrielles présente plusieurs avantages. En plus de la production d'énergie biogaz durable, il présente également l'avantage de traiter les déchets organiques. De plus, le développement de techniques de biogaz améliorées stimulera davantage l'utilisation du biogaz pour des applications polyvalentes, notamment dans le secteur de la cuisine et du transport12. La digestion anaérobie est une séquence du processus biologique par lequel les micro-organismes convertissent les matières organiques en biogaz en l'absence d'oxygène. Le biogaz est composé d'environ 60 % de méthane (CH4), de 40 % de dioxyde de carbone (CO2) et de traces d'autres gaz, par exemple la vapeur d'eau (H2O) et le sulfure d'hydrogène (H2S). Ainsi, la digestion anaérobie peut jouer un rôle important dans la résolution de toutes les préoccupations susmentionnées qui affligent les pays sous-développés et en développement (c'est-à-dire la gestion de l'énergie et des déchets) tout en augmentant simultanément la productivité agricole.

Dans les études précédentes de Ngoc et Schnitzler (2009)13 et Goňo et al. (2013)14 ont rapporté que le biogaz produit à partir de la fermentation peut être brûlé pour générer de la chaleur et de l'électricité combinées (CHP) et de l'éclairage pendant les processus de production. Les systèmes de biogaz avec du biogaz de bonne qualité peuvent être utilisés comme source d'électricité, ce qui est très bénéfique pour la protection et le développement de l'environnement. Les effluents de l'industrie alimentaire et des boissons sont contaminés par des métaux toxiques, qui peuvent affecter négativement la santé humaine en tant que maladies aiguës ou chroniques15,16. Les millions de gallons d'eaux usées qui traversent chaque jour les usines de traitement contiennent des centaines de tonnes de biosolides. Selon le rapport de l'USEPA (1979), les biosolides génèrent du biogaz par digestion anaérobie, qui peut produire 55 à 70 % de méthane et 25 à 30 % de dioxyde de carbone17. Néanmoins, la production de biogaz à partir de déchets de biomasse et son utilisation pour des applications énergétiques restent difficiles en raison des propriétés physiques et chimiques complexes des déchets organiques, qui affectent les voies métaboliques et la teneur en méthane. Par conséquent, l'attention s'est concentrée sur les opportunités d'amélioration du rendement et de la qualité du biogaz18. Par conséquent, les boues d'épuration constituent le principal domaine de recherche de la communauté scientifique, en particulier dans l'industrie agroalimentaire. Selon Sreekrishnan et al. (2004) rapportent que la matière première nécessite parfois un prétraitement pour augmenter le rendement en méthane dans le processus de digestion anaérobie16. Le prétraitement décompose la structure organique complexe en molécules plus simples qui sont alors plus sensibles à la dégradation microbienne. De plus, le rendement et la teneur en méthane du biogaz peuvent être améliorés par l'utilisation de produits chimiques (par exemple, CaO2) pendant le processus de prétraitement, ce qui permet une décomposition et une dégradation supplémentaires des boues19,20.

Le facteur principal pour déterminer le potentiel de génération de méthane des eaux usées est la quantité de matière organique dégradable dans les eaux usées. Les boues correctement gérées générées par la station d'épuration des boissons pourraient potentiellement produire une énergie substantielle sous forme de biogaz, transformant potentiellement la station d'épuration en un producteur d'énergie nette plutôt qu'en un consommateur. En plus de maximiser la production d'énergie, le digesteur anaérobie a permis de minimiser les coûts totaux de la station d'épuration. L'énergie du biogaz produite à partir de diverses matières premières durables peut être utilisée comme alternative aux combustibles fossiles pour produire de l'électricité et du carburant pour véhicules. Il présente l'avantage d'atténuer les émissions de gaz à effet de serre (GES) des procédés de traitement des eaux usées21. Labutong et al. (2012)22 et Thyo et Wenzel (2007)23 ont suggéré une utilisation sur place du biogaz produit pour la cogénération sans le transformer en biométhane. Néanmoins, l'unité de cogénération provoque des émissions directes de GES dans l'environnement et déclenche des impacts pertinents dans les catégories du réchauffement climatique, de la formation de smog, de l'acidification et de l'eutrophisation. Les taux d'émission peuvent être affectés par le type de moteur, par exemple, les moteurs à gaz avec convertisseurs catalytiques présentent les taux d'émission les plus bas. Alors que l'allumage de l'huile dans les moteurs à injection pilote augmente les quantités de polluants dans le gaz appauvri24. En général, la production d'électricité à partir de biogaz a des impacts environnementaux moindres que l'électricité produite à partir de systèmes énergétiques à base de combustibles fossiles24,25,26,27. Dans cette étude, des approches expérimentales et informatiques combinées sont utilisées pour estimer la production de biogaz et le potentiel de production d'électricité à partir des boues d'épuration des boissons.

Acide sulfurique (H2SO4), sulfate de manganèse (MnSO4), azoture alcalin, indicateur d'amidon, 0,02 N Na2S2O3, réactif COD, eau déminéralisée, NaOH, acide benzoïque (C6H5COOH), méthylorange, carbonate de sodium (Na2CO3), eau distillée, KHP ( Hydrogénophtalate de potassium, HOOCC6COOK), dichromate de potassium (K2Cr2O3), indicateur ferreux, sulfate de mercure, FAS (sulfate d'ammonium ferreux, Fe(NH4)2.H2O, acide COD, solution d'ammonium ou hydroxyde de sodium et gel de silice au charbon actif. Le l'équipement de laboratoire a été utilisé pour l'étude Calorimètre adiabatique ou bob, balance de poids numérique, agitateur, thermomètre, électrode, bombe à oxygène ou équipement de récipient, tuyau d'oxygène, résistance, capsule, fil de coton ou fil fusible, seau, entonnoir, fiole jaugée, EA1112 analyseur flash CHNS/O et incubateur DBO.

L'analyse immédiate consiste à déterminer la teneur totale en solides, les solides volatils, la teneur en humidité, la teneur en carbone fixe, en soufre et en cendres. Le solide sec peut être défini comme la masse de matière restant après chauffage du substrat à 105 ℃ pendant 1 h exprimée en pourcentage de la masse de la matière humide de départ. Selon Murphy et al. 201528 la teneur en solide volatil peut être définie comme la masse de solide perdue lors de l'allumage à 950 ℃ pendant 7 min dans un creuset couvert exprimée en pourcentage de solide sec. La DBO a été déterminée en utilisant la méthode standard HACH. La DCO a été déterminée en utilisant le photomètre AL 450 AQUALYTIC avec SN 11/4005 fabriqué selon la méthode de mesure standard allemande. La détermination du contenu énergétique des boues d'épuration a été déterminée à l'aide d'un calorimètre à bombe. Le phosphate peut être déterminé en utilisant la méthode colorimétrique acide molybdate APHA 4500-PC.

L'analyse finale évalue la proportion de carbone, d'hydrogène, de soufre et d'azote dans un échantillon solide sec du substrat. Ainsi, pour cette étude, l'analyse ultime a été réalisée dans les conditions d'un débit de gaz de 120 ml/min, un débit de référence de 100 ml/min, un débit d'oxygène de 250 mL/min, une température de four de 900 °C et température du four de 75 °C. Le point d'étalonnage à six pour chaque composant et échantillon a été exécuté en double.

À notre connaissance, aucune étude n'a encore été rapportée pour la production de biogaz à partir de boues de déchets industriels de boissons gazeuses. Dans cette optique, notre enquête préliminaire dans un seul digesteur anaérobie fed-batch avec un rapport 1: 1 d'eau et de boues d'épuration avec un volume total de jarres d'eau de 20 L a montré un rendement plus élevé de la composition du biogaz (61,11% CH4). Avec cette motivation, cette étude s'est concentrée sur la caractérisation de l'analyse physico-chimique des boues d'épuration, l'optimisation de différentes variables (température, pH, taux de charge organique et temps de rétention hydraulique) et l'optimisation de différentes variables avec un logiciel de simulation pour la production de biogaz.

La production de biogaz par digestion anaérobie est importante pour maximiser la production d'énergie et réduire les coûts de traitement globaux dans les stations d'épuration. L'utilisation du biogaz pour l'électricité et le carburant, par opposition au gaz naturel, présente de nombreux avantages environnementaux, notamment une empreinte carbone plus faible. De même, le biogaz devrait être utilisé pour la cogénération sur site plutôt que pour être transformé en biométhane afin de maximiser l'atténuation des GES. En général, l'électricité produite à partir de biogaz a un impact environnemental moindre que l'électricité produite à partir de combustibles fossiles21,22,23,25. L'étude a été évaluée pour estimer la quantité de biogaz et d'électricité générée à partir des boues d'épuration des boissons. Le moyen le plus simple de produire de l'électricité à partir de biogaz est d'utiliser un moteur à combustion interne, et la quantité d'électricité produite à partir de biogaz peut être calculée à l'aide de l'équation ci-dessous24,25,26,27,29.

où : \({E}_{elect}\) est l'énergie électrique produite par tonne de résidus organiques (tres), en KW/tres, \({Q}_{biogas}\) est la quantité de biogaz obtenue à partir de les résidus organiques d'un biodigesteur, en m3, \({F}_{{CH}_{4}}\) est le méthane contenu dans le biogaz, en pourcentage, \({CP}_{{CH}_{ 4}}\) est la chaleur spécifique du méthane (KWh/m3), \({\eta }_{elect}\) est le rendement électrique en pourcentage.

Le processus de digestion anaérobie ainsi que la composition chimique précise des déchets organiques, qui varie en fonction du point de collecte des déchets, affectent \({Q}_{biogaz}\) et \({F}_{{CH}_{ 4}}\). Le rapport précis du CH4 au CO2 dans le biogaz est déterminé par le type et la concentration de l'apport organique, qui sert de matière première pour les micro-organismes à l'œuvre pendant les processus anaérobies et de fermentation. La digestion anaérobie est une technologie bien établie de traitement des déchets et des eaux usées27.

Le pouvoir calorifique supérieur (pouvoir calorifique supérieur ou pouvoir calorifique supérieur) est défini comme la quantité de chaleur dégagée par une quantité donnée après sa combustion et le retour des produits à une température de 25 °C. Un faible pouvoir calorifique (PCI, pouvoir calorifique inférieur) est défini comme la quantité de chaleur dégagée par la combustion d'une quantité déterminée lorsque la température finale des produits de combustion est supérieure au point d'ébullition de l'eau (100 °C). Le PCI assume la chaleur latente de vaporisation de l'eau dans le combustible et ne récupère pas les produits de réaction. Le pouvoir calorifique élevé explique la chaleur latente de vaporisation de l'eau dans les produits de combustion. En général, les deux termes de pouvoirs calorifiques, Haut Pouvoir Calorifique et Bas Pouvoir Calorifique, ont été utilisés pour décrire le pouvoir calorifique. Le pouvoir calorifique élevé et le pouvoir calorifique inférieur des déchets sont calculés à l'aide de l'équation de Dulong, qui est illustrée ci-dessous. Pour déterminer le PCI d'un carburant à partir de son PCS ou vice versa, il faut déterminer les moles d'eau produites lors de la combustion d'une mole de carburant29.

où le carbone, l'hydrogène, l'oxygène et le soufre sont les teneurs en C, H, O et S (base sèche).

La chaleur de vaporisation de l'eau à 25 ℃ est;

Selon la méthode décrite par Wong et al. (2011) 30 tests d'optimisation du pH, du taux de charge organique, de la température et du temps de rétention hydraulique de la digestion anaérobie par lots ont été réalisés en triple exemplaire et incubés dans un bain-marie à 35 ℃. Des expérimentations ont été menées pendant 30 jours pour décrire le début de la production de biogaz nécessaire pour déterminer le HRT optimal du potentiel de biogaz. Le digesteur discontinu est scellé de l'intérieur pour éviter les fuites de biogaz et un bain-marie entièrement inséré pour maintenir la température13. Le contenu a été agité en utilisant une poignée de main. Pour cette étude, la production de biogaz a été mesurée mensuellement à l'aide d'une seringue à air et la composition du biogaz a été rassemblée à l'aide d'un équipement d'analyse de gaz. Selon Sreekrishnan et al.16, du NaOH à 1 % et du H2SO4 ont été utilisés pour ajuster le pH du substrat. L'optimisation de la production de biogaz est réalisée par la collecte des boues d'épuration et différents équipements de laboratoire. L'équipement de laboratoire suivant a été utilisé : bain-marie, flacons de réacteur, vanne de régulation de gaz, tuyau en plastique, seringue à gaz de liaison à l'air, analyseur de gaz et sacs collecteurs de gaz. La configuration expérimentale de l'optimisation de la production de biogaz dans la digestion anaérobie à petite échelle et à l'échelle du laboratoire est illustrée aux Fig. 1a, b, respectivement.

HYPERLINK "sps:id::fig1||locator::gr1||MediaObject::0" (a) Schéma de principe du montage expérimental pour la digestion anaérobie à petite échelle. (b) Montage expérimental pour la production de biogaz à l'échelle du laboratoire.

Dans cette étude, le modèle cinétique d'une digestion aérobie a été utilisé pour estimer la quantité de méthane du biogaz produit. En 1936, Buswell et Hatfield ont développé la formule stoechiométrique qui permet de prédire la teneur en méthane du biogaz produit en 193631,32. Plus tard en 1952, Boyle a modifié la réaction chimique de Buswell et Mueller pour permettre à l'azote et au soufre d'être inclus pour obtenir la fraction de NH3 et H2S dans le biogaz produit32,33,34,35. Le logiciel MATLAB a été utilisé pour l'analyse de simulation de la production de biogaz à partir des boues d'épuration. Les déchets industriels sont des mélanges très complexes et différentes approches sont utilisées pour décrire leur composition. La composition des éléments est la méthode de base la plus utile pour décrire les composants non aqueux des boues d'épuration. L'objectif de ce modèle est de fournir un équilibre entre simplicité et prédiction efficace de la production de biogaz. L'objectif n'est pas de créer un modèle prenant en compte tous les facteurs et prédisant la production de biogaz avec un très haut niveau de précision. Par conséquent, cette étude de modèle simple est utilisée afin d'estimer le potentiel théorique de biogaz. Pour appliquer ce modèle à une matière première spécifique, nous devons connaître les composants chimiques de la matière première. Le modèle tenait compte de l'hypothèse selon laquelle le matériau d'entrée se compose uniquement d'éléments de carbone, d'hydrogène, d'oxygène, d'azote et de soufre. Les rapports relatifs de ces éléments peuvent être tirés de l'analyse finale des déchets, de la température constante, du volume constant du digesteur, du mélange parfait, de la condition bactérienne idéale et des produits de la réaction comprenant uniquement CH4, CO2, NH3 et H2S. Aucune accumulation de cendres et la réaction se termine34.

La majeure partie du biogaz est constituée de carbone, d'oxygène, d'hydrogène et de soufre. La quantité et la qualité du produit dérivé de tout déchet au processus de conversion d'énergie. L'analyse finale du substrat a été utilisée pour déterminer l'équation stoechiométrique basée sur la composition élémentaire des déchets et pour calculer la composition théorique en méthane en tenant compte de C, H, O et N36. D'après cette étude, les boues d'épuration sèches contenaient environ 45,190 % en masse de carbone et environ 42,992 % en masse d'oxygène sur une base de poids sec des boues d'épuration. Les caractéristiques ultimes des boues d'épuration sont présentées ci-dessous dans le tableau 1.

Selon le résultat approximatif, les boues résiduaires séchées présentaient une teneur en humidité d'environ 6,26 %. La fraction restante du contenu massique est le contenu solide total présent dans les boues d'épuration. Cette masse solide contient en grande partie des solides volatils et une petite fraction est sous forme de contenu minéral (cendres). Dans tout processus de conversion d'énergie, seule une partie de la masse de solides volatils subit sa conversion. Les propriétés immédiates des boues d'épuration sont résumées dans le tableau 2.

Selon Fytili et Zabaniotou (2008)37 et Sitorus et al. (2013)38 ont rapporté des valeurs calorifiques pour plusieurs types de boues d'épuration dans la plage de 11 à 25,5 MJ/Kg (2627 à 6000 cal/g). De plus, Oladejo et al. (2019)39 rapporte que la teneur en matières organiques volatiles des boues d'épuration séchées varie de 21 à 48 %, par conséquent, la teneur en énergie varie entre 2 600 et 5 200 cal/g. Dans cette étude, la valeur calorifique des boues de la station d'épuration des eaux usées de boissons était d'environ 5042,2 cal/g, ce qui est en bon accord avec les valeurs calorifiques plus élevées de la littérature ci-dessus. Selon des travaux connexes antérieurs effectués dans l'analyse ultime, la quantité de contenu en carbone (W%) est directement proportionnelle à la valeur calorifique40,41,42. Cela signifie que si la boue contient beaucoup de carbone, elle contient aussi beaucoup de calories. Notre substrat a une forte teneur en carbone, selon l'analyse ultime (45,19%). En effet, le sucre est l'un des matériaux de base les plus importants dans l'industrie des boissons gazeuses. Par conséquent, la haute teneur calorifique de notre substrat est très probablement due aux matières premières utilisées dans l'industrie des boissons gazeuses. De plus, les volumes de phosphate, TS, DCO et DBO sont respectivement de 4,02 mg/l, 27,4 %, 2200 mg/l et 30 mg/l. La concentration en phosphore a été déterminée à partir de la courbe d'étalonnage externe avec un bon facteur de coloration (R2 = 0,999).

Dans cette recherche, un seul digesteur anaérobie fed-batch avec un volume total de jarres d'eau de 20 L a été utilisé pour la production de biogaz. La matière première contient 50 % de substrat d'eaux usées et 50 % d'eau. Le poids total du chargement de la matière première était de 20 kg et mélangé manuellement pendant l'alimentation. Il fonctionnait dans des conditions environnementales sans aucun contrôle des paramètres. Le sac collecteur de gaz a été fourni pour une collecte de biogaz. La production de biogaz a été déterminée en utilisant périodiquement la méthode de déplacement d'eau et en analysant la composition du biogaz à l'aide d'un analyseur de gaz. A partir de cette étude expérimentale de dosage primaire, la production de biogaz a démarré après un temps de rétention hydraulique de 23. La figure 2 montre le résultat du volume de production de biogaz et de la teneur en méthane de cette étude.

(a) Production de biogaz (mL) en fonction des jours, (b) Teneur en méthane (%) en fonction des jours, (c) Teneur en méthane (mL) en fonction des jours à l'échelle du laboratoire pour étude préliminaire.

L'optimisation du pH a été effectuée à des rapports de substrat constants et la température a été maintenue à 1: 4 et 35 ℃, respectivement pour toutes les configurations expérimentales. L'optimisation a été réalisée en triple analyse. Chaque réacteur avait une capacité de 500 ml et contenait 400 ml de liquide total, y compris le substrat de boues d'épuration. L'optimisation du pH a été effectuée dans différentes configurations de réacteur discontinu comme suit. Dans la configuration A : les réacteurs 1, 2 et 3 ont été réalisés à pH 5,5. Dans la configuration B : les réacteurs 4, 5 et 6 ont été effectués à pH 6,5. Dans le setup C : les réacteurs 7, 8 et 9 ont été réglés à pH 7,5, dans le setup D : les réacteurs 10, 11 et 12 ont été ajustés à pH 8,5, et le dernier setup E : les réacteurs 13, 14 et 15 ont été régulés à pH 9,5. Divers chercheurs ont rapporté la plage de pH pour une digestion anaérobie appropriée des boues d'épuration. Le pH optimal pour les déchets organiques industriels a été obtenu entre 6,5 et 7,543. Selon les rapports précédents de Rosenberg et Kornelius (2017)44, la valeur optimale du pH pour la production de biogaz se situait entre 6,7 et 7,5. L'étude rapportée par Ngoc et Schnitzer (2009)13 a également identifié que la valeur optimale du pH de la digestion anaérobie pour la production de biogaz se situe entre 6,0 et 8,0. Dans cette étude, le rendement maximum de biogaz et de méthane a été atteint à un pH initial de 8,5 et la production de gaz s'est terminée à pH 7,3 avec une température du réacteur de 33 ℃. De plus, le rendement maximum de biogaz (1404,3 ml) et la teneur en méthane (654,4 ml) sont présentés sur la figure 3, qui montre la forte baisse de la teneur en méthane après un pH de 8,5.

(a) Production de biogaz (mL) en fonction du pH, (b) Teneur en méthane (%) en fonction du pH, (c) Teneur en méthane (mL) en fonction du pH.

L'optimisation du rapport de charge organique a été réalisée à un pH (8,5) et à une température (35 ℃) constants du substrat dans toutes les configurations expérimentales. Chaque réacteur avait une capacité de 500 ml et contenait 400 ml de liquide total, y compris le substrat de boues d'épuration. Les rapports de substrat à l'eau dans différentes configurations de réacteur discontinu ont été effectués comme suit. Dans la configuration A : les réacteurs 1, 2 et 3 ont été réalisés dans le rapport du substrat à 1:3. Dans la configuration B : les réacteurs 4, 5 et 6 ont été réalisés avec un rapport du substrat de 1:5. Dans la configuration C : les réacteurs 7, 8 et 9 ont été réalisés avec le rapport des substrats à 1:6. Dans l'optimisation de la charge organique, des mesures ont été réalisées en triple en utilisant trois réacteurs pour chaque charge organique considérée dans cette étude. La figure 4 montre la production optimale de biogaz et le résultat du rendement en méthane a été mesuré à un rapport de 1:3. Ce résultat est en accord avec les travaux de Syaichurrozi et Sumardiono (2013)45.

(a) Production de biogaz (mL) en fonction du taux de charge organique, (b) teneur en méthane (%) en fonction du taux de charge organique et (c) teneur en méthane (mL) en fonction du taux de charge organique.

L'optimisation de la température a été effectuée à un taux de chargement constant, le pH de la charge d'alimentation a été maintenu à 1:3 et 8,5, respectivement, dans toutes les configurations d'expérience. Les réacteurs ont été protégés dans des bains d'eau à différentes températures. Le montage expérimental à différentes températures a été utilisé : bain-marie A : 25 ℃, bain-marie B : 35 ℃ et bain-marie C : 45 ℃. Pour chaque température, les expériences ont été faites en triple. En outre, le rendement maximal de la teneur en gaz méthane et du volume de production de biogaz à une température de bain-marie (35 ℃) et une température de réacteur (32 ℃) sont présentés à la Fig. 5. Ce résultat est en bon accord avec la valeur de la littérature rapportée dans le travaux suivants46,47,48,49.

(a) Production de biogaz (mL) en fonction de la température, (b) teneur en méthane (%) en fonction de la température et (c) teneur en méthane (mL) en fonction de la température.

Le temps de rétention hydraulique optimal a été optimisé à la température, au pH et au rapport de charge optimaux de la matière première. La température, le pH et le rapport de charge optimaux de la matière première étaient respectivement de 35 ℃, 8,5 et 1: 3 pour toutes les configurations expérimentales. Semblable aux rapports précédents, les valeurs HRT ont été mesurées périodiquement pendant 30 jours à intervalles de sept jours. Selon Rosenberg et Kornelius44, Bouallagui et al.50, et Ngoc et Schnitzer13, la DA effective de la matière organique dans des conditions mésophiles a été obtenue à 20, 25 et 28–35 jours. De plus, Atelge et al.51 ont rapporté la plage optimale de THS de 20 à 30 jours, respectivement. De même, dans notre étude, les teneurs maximales en biogaz et en méthane obtenues à 24 jours (Fig. 6) sont en bon accord avec les valeurs de la littérature ci-dessus.

(a) Production optimale de biogaz (mL) en fonction du temps de rétention hydraulique, (b) Teneur optimale en méthane (%) en fonction du temps de rétention hydraulique, (c) Teneur en méthane (mL) en fonction du temps de rétention hydraulique à 35 °C.

Le temps de rétention hydraulique optimal a été optimisé dans la zone de température bactérienne psychrophile (25 ℃) et à un pH optimal et une charge organique d'un rapport de 8,5 et 1: 3, respectivement. Pour la production de biogaz, dans la comparaison du HRT entre la zone de température bactérienne mésophile et psychrophile, le HRT optimal de température psychrophile était plus long que la zone de température mésophile. Toutes les expériences ont été effectuées en trois exemplaires. Le volume maximal de biogaz et la teneur en méthane sont mesurés à un HRT optimal de 45 jours à une température de 25 ℃. Les résultats du volume maximal de biogaz et de la teneur en méthane à un HRT optimal sont présentés à la Fig. 7.

Selon Davis et al. (2016)29 la relation avec la chaleur spécifique du méthane (également appelée pouvoir calorifique inférieur ou pouvoir calorifique inférieur), place le Cp(CH4) à 10 kWh/m3, tandis que le Centre gazier suédois52 place le Cp(CH4) à 9,97 kWh/ m3. Dans cette étude, Cp (CH4) = 10 kWh/m3 a été utilisé. De plus, la valeur du rendement électrique (ηelec) dépend de la technologie utilisée. L'efficacité varie entre 25 et 31 %, mais là où certaines technologies sont capables d'atteindre jusqu'à 43 %. Selon l'article mentionné ci-dessus, les valeurs varient de 25 à 40%, mais où la majorité des technologies présentées ont des efficacités minimales de 30%. Ainsi, pour cette étude, une valeur de ηelec = 30 % est jugée raisonnable. Pour optimiser la production de biogaz, l'énergie électrique maximale estimée était de 18,9 kWh à 24 jours, alors qu'à la température ambiante de la production de biogaz, l'énergie électrique maximale estimée était de 22,1 kWh à 40 jours. De même, pour la méthode par déplacement d'eau, la teneur en méthane s'élève à 61,6 %. Sur la base de ce résultat, le potentiel de production d'électricité à partir de la production de biogaz a été affiché en encens et la valeur d'estimation était de 33,1 kWh à 48 jours. Cependant, l'estimation du potentiel d'énergie électrique total à partir de la production de biogaz à l'optimisation et à la température ambiante était de 54,5 kWh/mois et de 83 kWh/48 jours, respectivement.

Avant d'optimiser la valeur optimale de HRT de la production de biogaz, la valeur optimale de HRT a été simulée à l'aide d'un programme informatique de circulation d'un modèle d'optimisation. Les paramètres de ce modèle étaient les mêmes que les paramètres expérimentaux mentionnés ci-dessus. Il a été observé que la valeur optimale de HRT pour la production de biogaz a été rapportée à différentes zones de température, sous psychrophile (25 ℃), mésophile (35 ℃) et thermophile (45 ℃), respectivement. Dans la simulation du modèle, un HRT optimal de la production de biogaz a été prédit avant d'optimiser expérimentalement la température et le HRT. Les effets de la température et du HRT pour la production de biogaz sont prédits dans le modèle de simulation de la production de biogaz. En général, concernant la température et le HRT pour la production de biogaz de simulation de modèle, la température de 35 ℃ est la température optimale plutôt que 25 et 45 ℃. Par conséquent, la température optimale de production de biogaz dans la simulation du modèle est en bon accord avec le résultat expérimental. Mais, la comparaison entre la simulation du modèle et la production expérimentale de biogaz à une température de 45 était impossible. Pour cette recherche, le biogaz ne peut pas produire à une température de 45°C. La figure 8 montre les résultats de la production de biogaz du modèle cinétique à différentes températures.

Résultats de simulation de la production de biogaz en fonction du temps de rétention (jours) à différentes températures de (a) 45 ℃, (b) 35 ℃ et (c) 25 ℃, respectivement.

Les expériences ont été menées sous différentes températures, HRT, pH et concentrations de charge organique pour déterminer les paramètres optimaux de la production de biogaz. Le HRT optimal pour les résultats de production de biogaz de simulation de modèle à une température de 25 ℃ est affiché pendant 30 jours, mais à cette température, le résultat expérimental de production de biogaz est affiché pendant 40 jours. Cette comparaison entre la simulation du modèle et la production expérimentale de biogaz résulte à une température de 25 ℃, la production de biogaz de la simulation du modèle est inférieure à 10 jours HRT. Le HRT optimal entre la simulation du modèle et la production expérimentale de gaz méthane est de 40 jours. Ce résultat montre un HRT optimal similaire entre la simulation et la production expérimentale de gaz méthane, et la comparaison entre les expériences et la simulation du modèle de production de gaz méthane est en bon accord. De plus, la comparaison entre les résultats de production de biogaz et de méthane de simulation expérimentale et de modèle à une température de 25 ℃ est illustrée à la Fig. 9.

(a) Production de biogaz (m3) en fonction du temps (jours), simulation et résultats expérimentaux, (b) Production de gaz méthane (m3) en fonction du temps (jours), simulation et résultats expérimentaux à 25 ℃.

Le modèle de simulation de production de biogaz et de gaz méthane à une température de 35 ℃ le HRT optimal est de 25 jours. La production expérimentale de biogaz et de gaz méthane à une température de 35 ℃ le HRT optimal est montrée pendant 24 jours. Ce résultat montre que la comparaison entre la simulation du modèle de biogaz et la production de gaz méthane est à peu près similaire. De plus, la comparaison entre les résultats de production de biogaz et de méthane de simulation expérimentale et de modèle à des températures de 35 ℃ est illustrée à la Fig. 10.

Cet article présente quantitativement la production d'électricité à partir du biogaz produit à partir des boues d'épuration des boissons dans des conditions expérimentales optimales (c'est-à-dire température, taux de charge et pH de 35, 1:3 et 8,5, respectivement). Les résultats expérimentaux ont été comparés aux sorties de simulation du modèle pour validation. La teneur maximale en méthane du biogaz en termes de VS et de volume est de 6,3 m3/g VS et 3,8 m3, respectivement à 24 jours. Le potentiel de production de biogaz en termes de VS et de volume est de 15,4 m3/g VS et 9,3 m3 volume de biogaz à 24 jours, respectivement. Même à température ambiante (25 ℃), une teneur notable en méthane a été produite, la teneur maximale en méthane du biogaz en termes de VS et de volume est de 7,4 m3/g VS et 4,4 m3 CH4 à 40 jours, respectivement. De plus, le potentiel de production de biogaz à température ambiante en termes de VS et de volume est de 17,9 m3/g VS et 10,8 m3 volume de biogaz à 40 jours, respectivement. La prédiction de la température optimale et du HRT entre la simulation du modèle et la production expérimentale de biogaz est en bon accord. L'estimation du potentiel électrique et de la production de biogaz à température ambiante est de 22,1 kWh et 18,9 kWh à 40 et 24 jours, respectivement. En outre, le potentiel total de production d'électricité s'est avéré être de 83,0 kWh par 48 jours et de 54,5 kWh par mois, respectivement. De plus, l'utilisation de la méthode de déplacement d'eau a augmenté la teneur en méthane du biogaz produit à 61,6 %, en conséquence, le potentiel de production d'électricité a augmenté à 33,1 kWh à 48 jours. En général, les résultats de cette étude ont révélé que les boues d'épuration des boissons pourraient être une matière première très prometteuse pour la production d'électricité à partir de la production de biogaz par digestion anaérobie et de la valorisation de la teneur en méthane. Il joue un rôle vital dans l'atténuation des émissions de gaz à effet de serre et fournit une énergie rentable et durable à la consommation interne de l'industrie et à la communauté environnante.

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Les auteurs remercient le projet de recherche thématique de l'Université d'Addis-Abeba (subvention n° TR/036/2020) pour le laboratoire et East Africa Bottling Share Company pour avoir fourni des boues d'épuration.

Centre des sciences de l'environnement, Collège des sciences naturelles et informatiques, Université d'Addis-Abeba, PO Box 1176, Addis-Abeba, Éthiopie

Cliquez sur Télécharger pour enregistrer Anteneh Admasu - Yedilfana Setarge Mekonnen mp3 youtube com

École de génie mécanique et industriel, Université d'Addis-Abeba, PO Box 1176, Addis-Abeba, Éthiopie

Bogale de Wondwossen

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AA, WB et YSM ont rédigé le texte principal du manuscrit et préparé tous les tableaux et figures. Tous les auteurs ont examiné le manuscrit.

Correspondance à Wondwossen Bogale ou Yedilfana Setarge Mekonnen.

Les auteurs ne déclarent aucun intérêt concurrent.

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Réimpressions et autorisations

Admasu, A., Bogale, W. & Mekonnen, YS Analyse expérimentale et de simulation de la production de biogaz à partir de boues d'épuration de boissons pour la production d'électricité. Sci Rep 12, 9107 (2022). https://doi.org/10.1038/s41598-022-12811-3

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Reçu : 27 décembre 2021

Accepté : 05 mai 2022

Publié: 01 juin 2022

DOI : https://doi.org/10.1038/s41598-022-12811-3

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