Brevet FR3062657A1 — publié le 20180810

Installation de production de bio-méthane et procédé de pilotage d'une telle installation L'invention concerne en général les installations de production de méthane à partir de matières organiques. De telles installations comportent typiquement un méthaniseur produisant un flux de bio-gaz contenant du méthane et des impuretés, et un épurateur séparant les impuretés du flux de bio-méthane. Le flux de bio-méthane alimente un poste d'injection, qui l'injecte dans un réseau de transport ou de distribution gazier. De telles installations fonctionnent fréquemment à une capacité moyenne inférieure d'au moins 25% à leurs capacités de production maximales. Plusieurs facteurs expliquent que le taux d'utilisation des installations soit aussi bas. D'une part, certains problèmes techniques induisent une réduction ou un arrêt de la production. Par exemple, la production peut être arrêtée ou ralentie pour effectuer des opérations de maintenance planifiées. La production est également occasionnellement arrêtée ou ralentie de manière imprévue, du fait de problèmes techniques survenant inopinément. Il arrive également qu'une anomalie dans le fonctionnement du méthaniseur ou de l'épurateur conduise à la production d'un flux de méthane qui n'est pas conforme aux spécifications du réseau. Par exemple, le méthane peut contenir un taux trop élevé d'une impureté telle que le H2S, le CO2 ou le H20. Le poste d'injection est équipé typiquement d'un système de mesure de la qualité du méthane, par exemple un chromatographe. Si ce système détecte une non-conformité, il empêche l'injection du méthane sur le réseau, et le dérive par exemple vers une torche où le méthane est brulé. Il arrive également que le producteur de méthane réduise volontairement sa production, pour ne pas dépasser certains seuils. En effet, suivant la réglementation en vigueur dans le pays où l'installation se trouve, le tarif de rachat subventionné du méthane dépend de la quantité produite. Un dépassement trop fréquent, plus de deux fois dans l'année en France par exemple, de la quantité mensuelle de méthane spécifiée dans la demande d'autorisation réglementaire de l'installation entraîne la perte du tarif subventionné pour la surproduction réalisée. Cette surproduction est alors vendue au prix du marché du gaz, nettement plus faible que le tarif subventionné. Ce prix ne couvre pas l'ensemble des frais de production, et le producteur risque de vendre à perte la quantité de méthane dépassant la limite mensuelle. 3062657 2 Si le dépassement est trop important, il peut également entraîner une baisse du tarif de rachat pour l'ensemble de la production, et pas seulement pour la quantité dépassant la limite autorisée. Ceci entraîne une baisse globale du revenu du producteur de bio-méthane. 5 Ainsi, le producteur de bio-méthane tente généralement de contrôler la quantité de méthane produite pour la maintenir en dessous de la limite autorisée. Toutefois, comme la production de gaz à partir de matières organiques fait appel à des processus physiques ou chimiques qui ont une grande inertie (trente à cinquante jours entre l'alimentation du méthaniseur et la production effective de gaz), il est très difficile de piloter finement le 10 débit de gaz produit de manière à s'approcher au plus près de la limite autorisée. Ceci conduit les producteurs de bio-méthane à brider volontairement leurs productions à un niveau nettement inférieur à la limite autorisée, pour éviter tout emballement de la production de méthane qui pourrait conduire à un dépassement de la limite de production, même ponctuel. 15 Par ailleurs, la capacité du réseau de transport ou de distribution de gaz à recevoir la production de méthane varie de manière saisonnière. Cette variation est due à l'évolution des quantités de gaz consommées par les consommateurs raccordés au réseau. En effet, un grand nombre d'installations de production de bio-méthane sont 20 localisées en zone rurale, c'est-à-dire dans des zones où l'utilisation du gaz de réseau est liée aux besoins de chauffage. En été, la consommation de gaz de ces zones rurales baisse tellement qu'elle peut être inférieure à la production locale de bio-méthane. Il n'y a alors tout simplement plus de place sur le réseau pour les quantités de bio-méthane produites par les installations. Ce phénomène est encore accentué la nuit et les jours 25 fériés, pendant l'été. Le producteur doit alors anticiper longtemps à l'avance, typiquement au moins un mois, cette baisse de consommation, en réduisant l'alimentation de son méthaniseur et donc en bridant sa production. Alternativement, il peut bruler le bio-méthane produit en excès dans une torchère dédiée. 30 Ainsi, les raisons évoquées ci-dessus contribuent à sous-utiliser l'installation de production de bio-méthane, et à ne valoriser économiquement qu'une partie seulement de la capacité de production de cette installation. Une solution pour améliorer la situation serait de pouvoir stocker une partie du gaz produit par le méthaniseur. 3062657 3 Il serait notamment intéressant de pouvoir stocker une à deux journées de production entières, de manière à recueillir la quantité de gaz produite lors d'opérations de maintenance ou dans des périodes de faible consommation telles que le week-end et les jours fériés. 5 Il serait encore plus avantageux de pouvoir stocker plusieurs semaines de production, pour recueillir le gaz produit lorsque le réseau de transport ou de distribution gazier est saturé sur de longues périodes, par exemple pendant plusieurs semaines l'été. Une première possibilité consiste à stocker le gaz directement dans le méthaniseur. La quantité de gaz ainsi stockée est limitée par la pression de gaz maximum 10 acceptable à l'intérieur du méthaniseur. En tout état de cause, la quantité maximum de gaz stockable dans un méthaniseur est comprise entre quatre et huit heures de production. Ceci est nettement insuffisant au regard des besoins énoncés ci-dessus. Une autre possibilité consiste à employer des gazomètres, permettant de stocker sensiblement à pression atmosphérique le gaz produit par le méthaniseur. Les 15 gazomètres permettent de stocker au maximum 5000 Nm3 de gaz, soit environ 2500 Nm3 de méthane. Un méthaniseur produit typiquement 250 Nm3/h de bio-gaz. Les gazomètres permettent donc de stocker un peu plus d'une journée de production seulement. Augmenter la capacité de stockage par gazomètre est possible, mais conduit à des coûts d'investissement considérables. 20 Alternativement, il est également possible de bruler le surplus de bio-gaz dans une torche dédiée, mais cette solution présente le défaut que la production de bio-gaz est perdue. Ainsi, il n'existe pas de solution technique permettant de faire fonctionner un méthaniseur à sa capacité de production maximale pendant une longue période. 25 Dans ce contexte, l'invention vise à proposer une installation n'ayant pas le défaut ci-dessus. Pour ce faire, l'invention porte sur une installation de production de bio-méthane, l'installation comprenant : - un méthaniseur, produisant un flux de bio-gaz à partir de matière organique, le 30 bio-gaz comprenant du méthane et des impuretés ; - un épurateur séparant le flux de bio-gaz en un flux de bio-méthane comprenant essentiellement du méthane et un flux d'impuretés ; - un poste d'injection, configuré pour injecter le flux de bio-méthane dans un réseau de transport ou de distribution gazier ; 3062657 4 - une unité de conditionnement, configurée pour sélectivement prélever au moins une partie du flux de bio-méthane et conditionner le bio-méthane sous forme d'au moins un produit à haute densité ; - une unité de stockage du ou de chaque produit à haute densité ; 5 - une unité de déconditionnement, configurée pour sélectivement convertir le ou chaque produit à haute densité stocké dans l'unité de stockage en un flux supplémentaire de bio-méthane et pour fournir le flux supplémentaire de bio-méthane au poste d'injection. L'unité de conditionnement et l'unité de stockage, en cas de surproduction de biogaz par le méthaniseur au regard du flux qui peut être absorbé par le réseau de transport 10 ou de distribution gazier, permettent de stocker une partie de la production. Le méthane est stocké sous la forme d'un produit à haute densité, de telle sorte qu'une quantité importante de gaz peut être stockée. Il devient possible de stocker plusieurs semaines de production sans que le stockage occupe un volume excessif. Le coût du stockage devient donc raisonnable. 15 Au contraire, pendant les périodes où l'installation de production ne fournit pas assez de méthane au regard des besoins du réseau de transport ou de distribution, l'unité de déconditionnement permet de fournir une quantité supplémentaire de méthane, qui vient s'ajouter à celle produite par le méthaniseur. Il devient donc possible de faire fonctionner le méthaniseur à un niveau proche de 20 sa capacité maximum, sur une longue période, pratiquement tout au long de l'année. L'installation peut également présenter une ou plusieurs des caractéristiques ci- dessous, considérées individuellement ou selon toutes les combinaisons techniquement possibles : - le ou chaque produit à haute densité contient au moins 50 Nm3 de bio-méthane 25 par m3 de produit à haute densité ; - le ou chaque produit à haute densité est choisi dans la liste suivante : méthane à une pression supérieure à 50 bars ; GNL ; hydrate de méthane, solide ou sous forme de suspension ; méthane adsorbé sur un matériau adsorbant solide ; - le produit à haute densité est du GNL, l'unité de conditionnement comprenant un 30 dispositif de liquéfaction, l'unité de stockage comprenant au moins un réservoir cryogénique et un circuit de recyclage configuré pour renvoyer une phase gazeuse depuis un ciel du réservoir cryogénique vers le dispositif de liquéfaction ; - le méthaniseur a une capacité de production de bio-méthane maximale, l'unité de stockage ayant une capacité de stockage supérieure à deux semaines de production du 35 méthaniseur à sa capacité de production de bio-méthane maximale ; 3062657 5 - l'unité de conditionnement a une durée de mise en route inférieure à 12 heures ; - l'unité de déconditionnement a une durée de mise en route inférieure à 12 heures ; - le méthaniseur a une capacité de production de bio-méthane maximale, l'unité de 5 déconditionnement ayant une capacité de production de bio-méthane supérieure à 50% de la capacité de production de bio-méthane maximale du méthaniseur ; - l'installation est configurée pour permettre l'alimentation en bio-méthane du poste d'injection simultanément par l'épurateur et par l'unité de déconditionnement ; - l'installation comprend une unité de déstockage, configurée pour exporter le 10 produit à haute densité hors de l'installation ou pour alimenter une unité de combustion ; - l'installation est configurée pour permettre simultanément : - l'injection dans le réseau de transport ou de distribution gazier par le poste d'injection d'une partie du flux de bio-méthane fourni par l'épurateur ; - le conditionnement par l'unité de conditionnement d'une autre partie du flux 15 de bio-méthane fourni par l'épurateur ; et - éventuellement l'export du produit à haute densité hors de l'installation par l'unité de déstockage ou l'alimentation de l'unité de combustion ; - l'installation comprend un contrôleur configuré pour acquérir un paramètre représentatif du besoin du réseau de transport ou de distribution gazier en méthane, pour 20 acquérir un débit de bio-méthane produit par le méthaniseur, et pour : - activer l'unité de conditionnement si le débit de bio-méthane est supérieur au besoin du réseau de transport ou de distribution ; - activer l'unité de déconditionnement si le débit de bio-méthane est inférieur au besoin du réseau de transport ou de distribution. 25 - le produit à haute densité est du méthane à une pression supérieure à 50 bars, et l'unité de stockage comprend au moins un réservoir de gaz à haute pression ; - le produit à haute densité est du méthane à une pression supérieure à 50 bars, et l'unité de déconditionnement comprend un détendeur, ou une vanne de type Joule-Thomson, ou une turbine à détente ; 30 - le produit à haute densité est du GNL, et l'unité de stockage comprend au moins un réservoir cryogénique ; - le produit à haute densité est du GNL, et l'unité de déconditionnement comprend un vaporiseur ; - le produit à haute densité est de l'hydrate de méthane, solide ou sous forme de 35 suspension, et l'unité de stockage comprend au moins un réservoir isolé thermiquement ; 3062657 6 - le produit à haute densité est de l'hydrate de méthane, solide ou sous forme de suspension, et l'unité de déconditionnement comprend un dispositif de chauffage et de déshydratation de l'hydrate de méthane ; - le produit à haute densité est du méthane adsorbé sur un matériau adsorbant 5 solide, et l'unité de stockage comprend au moins un réservoir étanche, contenant le matériau adsorbant solide ; - le produit à haute densité est du méthane adsorbé sur un matériau adsorbant solide, et l'unité de déconditionnement comprend un dispositif d'aspiration, configuré pour maintenir le réservoir étanche à une pression inférieure à une limite déterminée. 10 Selon un second aspect, l'invention porte sur un procédé de pilotage d'une installation de production de méthane ayant les caractéristiques ci-dessus, le procédé comprenant les étapes suivantes : - acquisition d'un paramètre représentatif du besoin du réseau de transport ou de distribution gazier en méthane ; 15 - acquisition d'un débit de bio-méthane produit par le méthaniseur ; - activation de l'unité de conditionnement si le débit de bio-méthane est supérieur au besoin du réseau de transport ou de distribution ; - activation de l'unité de déconditionnement si le débit de bio-méthane est inférieur au besoin du réseau de transport ou de distribution. 20 Le procédé de pilotage peut également présenter les caractéristiques ci-dessous : - le méthaniseur fonctionne en permanence à une capacité supérieure à 90% de sa capacité de production de méthane maximale. D'autres caractéristiques et avantages de l'invention ressortiront de la description détaillée qui en est donnée ci-dessous, à titre indicatif et nullement limitatif, en référence 25 aux figures ci-dessous parmi lesquelles : - la figure 1 est une représentation schématique simplifiée de l'installation de production de méthane de l'invention ; - la figure 2 est une représentation schématique simplifiée d'un méthaniseur ; et - la figure 3 est une représentation schématique simplifiée des unités de 30 conditionnement, de stockage et de déconditionnement dans le cas où le produit à haute densité est du GNL. L'installation 1 représentée sur la figure 1 est destinée à produire du bio-méthane (CH4). L'installation 1 comprend un méthaniseur 2, produisant un flux de bio-gaz à partir de matières organiques. 3062657 7 On appelle ici bio-méthane et bio-gaz respectivement les flux de méthane et de gaz produits à partir de la matière organique par le méthaniseur. Le méthaniseur 2 est de tout type adapté. Il met en oeuvre un processus biologique de dégradation de la matière organique, 5 par des bactéries, en l'absence d'oxygène et à température constante. La matière organique utilisée comprend par exemple les déjections animales (fumier, lisier), les résidus de culture tels que la paille, ou des plantes telles que le maïs, l'herbe, le sorgo, etc... La matière organique utilisée peut également comporter des résidus provenant de 10 l'industrie agroalimentaire (graisse, huile), ou des collectivités (tonte de pelouse, boue de station d'épuration, etc...). La méthanisation résulte d'une suite de réactions biologiques, réalisées par plusieurs types de microorganismes. Le méthaniseur 2 comprend une cuve 3, comme illustré sur la figure 2. La cuve 3 15 est recouverte d'une membrane 4 imperméable au bio-gaz. La matière organique en cours de traitement se trouve typiquement sous forme d'une boue à l'intérieur de la cuve 3. Elle est brassée en permanence. Elle y reste un à deux mois, et est décomposée en un liquide appelé « digestat » et en un gaz appelé biogaz. 20 Le digestat comprend de l'eau et les résidus de la matière organique qui ne sont pas convertis en gaz. Le bio-gaz résultant de la fermentation de la matière organique s'accumule au- dessus de la cuve, sous la membrane 4. Le bio-gaz comprend typiquement au moins 50% de méthane. 25 Plus précisément, le flux de bio-gaz comprend typiquement entre 50 et 75% de méthane (0H4), entre 25 et 45% de dioxyde de carbone (002), entre 2 et 7% de vapeur d'eau (H20), ainsi que de petites quantités d'azote (N2), d'hydrogène (H2), d'oxygène (02) et d'hydrogène sulfurée (H2S). Le méthaniseur 3 produit par exemple 250 Nm3/h de bio-gaz. 30 Typiquement, le flux de bio-gaz sort du méthaniseur 2 à une pression proche de la pression atmosphérique, par exemple à une pression de 80 mbar relatifs. L'installation 1 comporte par ailleurs un épurateur, 7 raccordé au méthaniseur 2 par un conduit de bio-gaz 5. L'épurateur 7 sépare le flux de bio-gaz en un flux de biométhane comprenant essentiellement du méthane, et un flux d'impuretés. 35 Un tel épurateur 7 est de type connu, et ne sera pas décrit ici. 3062657 8 Le flux de bio-méthane comprend au moins 90% de méthane en volume, de préférence au moins 95% de méthane en volume, et typiquement environ 97% de méthane en volume. Le flux d'impuretés comporte tous les autres gaz. 5 L'installation 1 comporte encore un poste d'injection 11, raccordé à l'épurateur 7 par un conduit de méthane 9. Le poste d'injection 11 est configuré pour injecter le flux de bio-méthane dans un réseau de transport ou de distribution gazier 13. Le poste d'injection 11 est de type connu et ne sera pas décrit plus en détail ici. Quand le réseau 13 est un réseau de distribution gazier, il est typiquement à une 10 pression comprise entre 3 et 12 bar absolus. Le flux de bio-méthane sortant de l'épurateur 7 est à la pression, ou à une pression proche, de celle du gaz circulant dans le réseau de distribution 13. Quand le réseau 13 est un réseau de transport gazier, il est typiquement à une pression comprise entre 20 et 67 bar, ou à une pression comprise entre 20 et 85 bar. 15 Dans ce cas, l'installation 1 comporte avantageusement une unité de compression 14, configurée pour comprimer le bio-méthane circulant dans le conduit de méthane 9 à la pression, ou à une pression proche, de celle du gaz circulant dans le réseau de transport 13. Avantageusement, le poste d'injection 11 comporte un système de mesure de la 20 qualité du méthane, configuré pour mesurer le taux d'impuretés dans le flux de bio- méthane, notamment la proportion de 002, d'H20 et de H2S. L'installation 1 comporte de préférence une torchère 15, le poste 11 étant configuré pour diriger le flux de bio-méthane vers la torchère 15 si la qualité du méthane n'est pas adéquate pour pouvoir l'injecter dans le réseau de transport ou de distribution 25 13. L'installation 1 peut avantageusement comporter une autre torchère 17, visible sur la figure 1. Le méthaniseur 2 est configuré pour diriger tout ou partie du flux de bio-gaz vers la torchère 17, notamment pour des raisons de sécurité si la pression de bio-gaz à l'intérieur du méthaniseur 2 est trop forte. 30 Le réseau de transport ou de distribution gazier 13 est prévu pour desservir une pluralité de consommateurs de gaz. Le gaz circulant dans le réseau 13 provient d'une source de gaz, autre que le méthaniseur 2, par exemple d'un terminal méthanier. L'installation 1 comporte encore : 3062657 9 - une unité de conditionnement 19, configurée pour sélectivement prélever au moins une partie du flux de bio-méthane et conditionner le bio-méthane sous la forme d'un produit à haute densité ; - une unité 21 de stockage du produit à haute densité ; 5 - une unité de déconditionnement 23, configurée pour sélectivement convertir le produit à haute densité stocké dans l'unité de stockage 21 en un flux supplémentaire de bio-méthane et pour fournir le flux supplémentaire au poste d'injection 11. L'entrée de l'unité de conditionnement 19 est raccordée fluidiquement à la conduite de méthane 9 par une conduite 27. La sortie de l'unité de conditionnement 19 10 est raccordée fluidiquement à l'entrée du stockage 21 par une conduite 29, la sortie du stockage 21 étant raccordé à l'entrée de l'unité de déconditionnement 23 par une conduite 31. La sortie de l'unité de déconditionnement 23 est raccordée fluidiquement à la conduite de méthane 9 par une conduite 33, débouchant le cas échéant en amont de l'unité de compression 14. 15 Le produit à haute densité contient au moins 50 Nm3 de bio-méthane par m3 de produit à haute densité. De préférence, il contient au moins 100 Nm3 de bio-méthane par m3 de produit à haute densité et encore de préférence au moins 150 Nm3 de bio-méthane par m3 de produit à haute densité. Un Nm3 correspond à un m3 de gaz à 0°C et 101 300 Pa. 20 Selon un premier mode de réalisation, le produit à haute densité est du méthane stocké à une pression supérieure à 50 bars, de préférence une pression supérieure à 100 bars, et encore de préférence à une pression comprise entre 150 et 250 bars. Dans ce cas, l'unité de conditionnement 19 comprend au moins un compresseur ; et de préférence un dispositif pour désurchauffer le bio-méthane, de manière à augmenter 25 sa densité et sa masse volumique. Un m3 de bio-méthane à haute pression contient par exemple 250 Nm3 de biométhane. Dans ce mode de réalisation, l'unité de stockage 21 comprend au moins un réservoir de gaz à haute pression. 30 Le compresseur est par exemple un compresseur vendu sous le nom « CNG compressor » par la société ARIEL Corporation, Mount Vernon, Ohio, USA. Typiquement, l'unité de stockage 21 comporte une pluralité de réservoirs de gaz à haute pression. Ces réservoirs sont par exemple des tubes ou des sphères vendus sous le nom « Cascade Storage » par la société GREEN LINE FUEL CORP, Temecula, 35 Californie, USA. 3062657 10 Dans ce mode de réalisation, l'unité de déconditionnement 23 comprend un détendeur. Ce détendeur est configuré pour détendre le méthane à haute pression à la pression du réseau 13. De tels détendeurs sont connus et ne seront pas décrits en détail ici. 5 Selon un second mode de réalisation, le produit à haute densité est du GNL (gaz naturel liquéfié). Le GNL est typiquement à une température comprise entre -120°C et -160°C, et à une pression comprise entre 1 et 12 bar absolus. Dans ce cas, un m3 de produit à haute densité contient 580 Nm3 de bio-méthane 10 environ. Dans ce mode de réalisation, l'unité de conditionnement 19 comprend un dispositif de liquéfaction. Ce dispositif de liquéfaction est typiquement un dispositif de liquéfaction de petite capacité, vendu par la société CRYOSTAR, Hésingue, France. Avantageusement, le dispositif de liquéfaction assure une épuration 15 supplémentaire du bio-méthane. Cette épuration supplémentaire est réalisée par exemple par les dispositifs et par les procédés commercialisés par la société CHAUMECA, Haubourdin, France. Dans ce mode de réalisation, l'unité de stockage 21 comprend au moins un, de préférence une pluralité, de réservoirs cryogéniques 35 (figure 3). Ces réservoirs 20 cryogéniques sont du type commercialisé par exemple par les sociétés EUROTAINER, Levallois-Perret, France ou CRYONORM BV, LH Alphan aan den Rijn, Pays-Bas. Dans ce cas, l'unité de déconditionnement 23 comprend typiquement un vaporiseur, configuré pour vaporiser le GNL. Ce vaporiseur est par exemple du type commercialisé par la société CRYONORM BV sous le nom « LNG AMBIENT AIR 25 VAPORIZER ». Dans de tels vaporiseurs, le GNL est vaporisé par échange de chaleur avec l'air ambiant. Selon une variante avantageuse de l'invention, l'unité de stockage 21 comprend un circuit de recyclage 37 configuré pour renvoyer une phase gazeuse depuis le ciel du 30 réservoir cryogénique 35 vers le dispositif de liquéfaction de l'unité de conditionnement 19 (figure 3). En effet, bien que le réservoir cryogénique 35 soit isolé thermiquement, il se produit à terme une évaporation très partielle du GNL, le gaz s'accumulant dans le ciel 39 du réservoir cryogénique 35. Le circuit de recyclage 37 permet de prélever la phase 35 gazeuse s'accumulant dans le ciel 39, et de la renvoyer en amont de l'unité de 3062657 11 conditionnement 19. La phase gazeuse est ainsi reliquéfiée et retourne dans le réservoir cryogénique 35 après avoir traversé le dispositif de liquéfaction. Grâce à cet aspect de l'invention, il est possible de stocker sans limite de temps le GNL dans l'unité de stockage 21. 5 Selon un troisième mode de réalisation, le produit à haute densité est un hydrate de méthane. Un tel hydrate de méthane est obtenu en mélangeant le méthane à de l'eau pure, à une température proche de -15°C. Dans ce cas, un m3 de produit à haute densité contient environ 170 Nm3 de biométhane. 10 Une unité de conditionnement 19 adaptée pour produire un hydrate de méthane est décrite dans US 2012/0232318 et dans l'article « Methane hydrate pellet transport using the self-preservative effect : a techno-economic analysis », publié dans la revue Energies, 2012, 5, pages 2499-2523. L'hydrate de méthane se présente sous la forme d'un solide ou sous la forme 15 d'une suspension. Quand l'hydrate de méthane est stockée sous forme solide, elle se présente par exemple sous la forme de granules. Dans ce cas, l'unité de stockage 21 comporte avantageusement au moins un, de préférence plusieurs réservoirs isolés thermiquement. L'hydrate de méthane est stockée à l'intérieur du réservoir, à une température d'environ -15°C. 20 Dans ce troisième mode de réalisation, l'unité de déconditionnement 23 comprend un dispositif de chauffage et de déshydratation de l'hydrate de méthane. Selon un quatrième mode de réalisation, le produit à haute densité est du méthane adsorbé sur un matériau adsorbant solide. Dans ce cas, un m3 de produit à haute densité contient environ 190 Nm3 de 25 méthane. Dans ce mode de réalisation, les unités de conditionnement 19 et de stockage 21 sont confondues. L'unité de conditionnement et de stockage comprend un réservoir étanche, contenant le matériau adsorbant solide. Ce matériau adsorbant solide est par exemple du charbon actif. Cette unité est configurée pour permettre l'adsorption du 30 méthane, par circulation du méthane provenant du conduit de méthane 9, à haute pression et basse température, au contact du matériau. Par exemple, le bio-méthane est circulé à une pression d'environ 30 bars et à température ambiante. Dans ce quatrième mode de réalisation, l'unité de déconditionnement 23 comprend un dispositif d'aspiration, configuré pour maintenir le réservoir étanche à une 35 pression inférieure à une limite déterminée. Une diminution de la pression interne dans le 3062657 12 réservoir étanche provoque en effet la désorption du méthane. En variante ou en complément, l'unité de déconditionnement 23 comporte un chauffage, configuré pour chauffer le matériau adsorbant stocké dans le réservoir étanche. Eventuellement, l'unité de déconditionnement 23 comprend un compresseur, 5 configuré pour comprimer le flux supplémentaire de bio-méthane à la pression nécessaire pour l'injection dans le réseau de transport ou de distribution gazier 13. Les solutions techniques pour le conditionnement, le stockage et le déconditionnement par un matériau solide adsorbant sont commercialisées par exemple par les sociétés CENERGY SOLUTIONS (Houston, Texas, USA), ou ANGP (Adsorbed 10 Natural Gas Product, Inc., Chester, New-Jersey, USA). Avantageusement, et quel que soit le type de produit à haute densité choisi, le stockage 21 a une capacité de stockage supérieure à deux semaines de production du méthaniseur 2 à sa capacité de production de bio-méthane maximale. Comme expliqué plus haut, ceci permet de stocker la production du méthaniseur 15 pendant les périodes où la consommation des consommateurs raccordés au réseau 13 est durablement basse, comme en été. Avantageusement, l'unité de conditionnement 19 a une durée de mise en route inférieure à douze heures, de préférence inférieure à 6 heures, encore de préférence inférieure à 1 heure. 20 De même, l'unité de déconditionnement 23 a elle aussi avantageusement une durée de mise en route inférieure à douze heures, de préférence inférieure à 6 heures, encore de préférence inférieure à 1 heure. Ceci permet d'adapter rapidement la quantité de bio-méthane dirigée vers le poste d'injection 11, et de suivre finement les variations du besoin en méthane du réseau de 25 transport ou de distribution gazier 13. Toujours dans cette optique, l'unité de déconditionnement 23 a une capacité de production de bio-méthane supérieure à 50% de la capacité de production de biométhane maximale du méthaniseur 2. Il est donc possible de répondre à une variation temporaire de demande en méthane du réseau de transport ou de distribution 13, par 30 exemple une pointe de consommation dans le réseau 13 en début et en fin de journée. Selon un autre aspect avantageux de l'invention, l'installation 1 comporte une unité de déstockage 41, configurée pour exporter le produit à haute densité hors de l'installation, ou pour alimenter une unité de combustion 43. L'unité de déstockage 41 prélève typiquement le produit à haute densité dans 35 l'unité de stockage 21. 3062657 13 Le produit à haute densité est par exemple exporté sous forme de carburant pour véhicule. Dans ce cas, il est typiquement sous la forme de méthane à haute pression, ou sous la forme de GNL. L'unité de déstockage 41 est par exemple prévue pour délivrer le produit à haute 5 densité au détail, localement, c'est-à-dire dans l'installation 1 ou à proximité de l'installation 1. Elle permet par exemple de fournir du carburant aux véhicules agricoles locaux 45 ou à tout autre véhicule industriel local. Cette solution est à envisager si l'installation 1 est implantée chez un agriculteur produisant la matière organique alimentant le méthaniseur. 10 En variante, l'unité de déstockage 41 est prévue pour fournir le produit à haute densité en plus grande quantité, pour transport de celui-ci jusqu'à des stations-services externes à l'installation 1, qui distribueront le carburant pour véhicule. Le produit à haute densité est par exemple transporté par des camions citernes 47, ou même par un conduit si la station-service n'est pas trop éloignée. 15 Quand le produit à haute densité est du GNL, l'unité 41 de déstockage est en variante configurée pour délivrer le GNL au détail, de manière à alimenter des chaudières industrielles. Le GNL est transporté jusqu'aux chaudières industrielles par des camions citernes 47 ou par des conduits. Comme expliqué plus haut, l'unité de déstockage 41 est configurée en variante 20 pour alimenter une unité de combustion 43. L'unité de combustion 43 est soit une partie intégrante de l'installation 1, soit une installation distincte, installée à distance de l'installation de production de bio-méthane. Quand l'unité de combustion fait partie de l'installation 1 de production de bio- méthane, l'unité de déstockage 41 délivre le produit à haute densité à l'unité de 25 combustion 43 par un conduit. Quand l'unité de combustion 43 est distincte de l'installation 1, l'unité de déstockage 41 est configurée pour fournir le produit à haute densité à un moyen de transport tel qu'un camion-citerne 47. L'unité de combustion 43 brûle le bio-méthane et fournit soit de la chaleur, soit de l'électricité, soit à la fois de la chaleur et de l'électricité. 30 Selon un aspect avantageux de l'invention, l'installation 1 est configurée pour permettre l'alimentation du poste d'injection 11 en méthane simultanément par l'épurateur 7 et par l'unité de déconditionnement 23. Ainsi, il est possible d'augmenter rapidement la production de méthane pour suivre les besoins du réseau de transport ou de distribution 13. 3062657 14 Selon un autre aspect, l'installation 1 est configurée pour permettre simultanément : - l'injection dans le réseau de transport ou de distribution gazier 13 par le poste d'injection 11 d'une partie du flux de bio-méthane fourni par l'épurateur 7 ; 5 - le conditionnement par l'unité de conditionnement 19 d'une autre partie du flux de bio-méthane fourni par l'épurateur 7 ; et éventuellement - l'export du produit à haute densité par l'unité de déstockage 41, ou l'alimentation de l'unité de combustion 43. Il est ainsi possible d'évacuer à tout instant l'excès de production du méthaniseur. 10 Il est également possible de répondre à une demande temporaire pour exporter le produit à haute densité, par exemple une pointe de consommation de GNL par des machines agricoles en début de semaine ou lors des périodes de moisson. L'installation 1 comporte un contrôleur 49. Elle comporte également des vannes commandées 51, intercalées sur les conduites 27, 29, 31 et 33. Ces vannes sont pilotées 15 par le contrôleur 49. Elles permettent de démarrer ou d'interrompre la circulation dans les conduits 27, 29, 31, 33. Le contrôleur 49 peut ainsi mettre en fonctionnement ou stopper l'unité de conditionnement 19 et l'unité de déconditionnement 23. Le contrôleur 49 pilote également tous les organes actifs de l'unité de conditionnement 19, de l'unité de stockage 21 et de l'unité de déconditionnement 23. Il pilote également l'éventuelle unité de 20 déstockage 41. Le contrôleur 49 est par ailleurs configuré pour acquérir un paramètre représentatif du besoin du réseau de transport ou de distribution gazier 13 en méthane, et pour acquérir un débit de bio-méthane produit par le méthaniseur 2. Le paramètre représentatif du besoin du réseau de transport ou de distribution 25 gazier 13 en méthane est par exemple fourni par l'unité pilotant le réseau de transport ou de distribution gazier 13. Le débit de bio-méthane est fourni au contrôleur 49 par exemple par une sonde de mesure de débit 53, implantée de préférence dans le conduit 9 ou implantée dans le conduit 5. 30 Avantageusement, le contrôleur 49 est programmé pour : - activer l'unité de conditionnement 19 si le débit de méthane est supérieur aux besoins du réseau de conditionnement 13 ; - activer l'unité de déconditionnement 23 si le débit de méthane est inférieur aux besoins du réseau de transport ou de distribution 13. 3062657 15 L'invention porte également sur un procédé de pilotage d'une installation de production de bio-méthane 1 telle que décrite ci-dessus. Le procédé comprend les étapes suivantes : - acquisition d'un paramètre représentatif du besoin du réseau de transport ou de 5 distribution gazier 13 en méthane ; - acquisition d'un débit de méthane produit par le méthaniseur 2; - activation de l'unité de conditionnement 19 si le débit de méthane est supérieur aux besoins du réseau de transport ou de distribution 13 ; - activation de l'unité de déconditionnement 23 si le débit de méthane est inférieur 10 aux besoins du réseau de transport ou de distribution 13. Les unités de conditionnement et de déconditionnement 19, 23 sont activées comme décrits plus haut, par le contrôleur 49, en actionnant les vannes commandées 47 et éventuellement les organes actifs des unités de conditionnement 19, de stockage 21 et de déconditionnement 23. 15 De préférence, le méthaniseur 2 fonctionne en permanence à une capacité supérieure à 90% de sa capacité de production de bio-méthane maximale, de préférence supérieure à 95% de sa capacité de production maximale. Ainsi, l'invention permet de trouver un exutoire au bio-gaz produit lors des périodes où celui-ci ne peut pas être valorisé, du fait de l'inadéquation entre la quantité de 20 bio-gaz produit par le méthaniseur 2 et les besoins du réseau de transport ou de distribution 13. L'invention permet de stocker le bio-méthane produit sous la forme d'un produit à haute densité, pendant une longue durée, et permet de le réinjecter plus tard dans le réseau de transport ou de distribution 13. Ainsi, on ne change pas le type de valorisation 25 économique du méthane, mais on décale dans le temps l'injection jusqu'à un moment où celle-ci est de nouveau possible. L'injection est réalisée pendant les pointes de consommation journalière, ou hebdomadaire, ou encore dans les périodes de forte consommation annuelle, en automne ou en hiver lorsque les consommations de gaz sont les plus hautes. 30 Quand l'installation 1 est équipée d'une unité de déstockage, il est possible de valoriser le bio-méthane sous d'autres formes, lorsque leur valorisation est intéressante pour le producteur. Il est ainsi possible de valoriser le bio-méthane sous forme de carburant pour véhicule, ou sous forme de GNL pour alimenter des chaudières industrielles, ou encore par combustion, pour la production d'électricité et/ou de chaleur. 3062657 16 Il est à noter que l'installation 1 peut être configurée pour le stockage du méthane sous la forme de plusieurs types de produits à haute densité différents. Dans ce cas, les unités de conditionnement, de stockage et de déconditionnement contiennent chacune des moyens adaptés à chaque type de produit à haute densité. 5 Ces moyens ont été décrits plus haut. Selon un autre aspect avantageux de l'invention, l'unité de conditionnement 19, l'unité de stockage 21 et l'unité de déconditionnement 23 sont transportables. Chaque unité est constituée d'un seul module ou d'un petit nombre de modules. Ces modules peuvent être acheminés par voie routière soit directement (par exemple dans le cas d'un 10 réservoir de GNL), soit en étant préalablement disposé sur un support de transport, communément appelé skid en anglais. L'assemblage des modules est simple, car il consiste seulement à relier entre elles les entrées et les sorties de chaque module, par l'intermédiaire de brides de fixation, de tubes flexibles ou de tubes soudés. 15 L'installation au sol est simplifiée, et soit ne nécessite aucune fixation particulière (exemple des réservoirs pour GNL), soit ne nécessite que des chevilles de fixation sur des dalles de béton classiques. REVENDICATIONS1.- Installation de production de bio-méthane, l'installation (1) comprenant : - un méthaniseur (2), produisant un flux de bio-gaz à partir de matière organique, le bio- gaz comprenant du méthane et des impuretés ; - un épurateur (7) séparant le flux de bio-gaz en un flux de bio-méthane comprenant essentiellement du méthane et un flux d'impuretés ; - un poste d'injection (11), configuré pour injecter le flux de bio-méthane dans un réseau de transport ou de distribution gazier (13) ; - une unité de conditionnement (19), configurée pour sélectivement prélever au moins une partie du flux de bio-méthane et conditionner le bio-méthane sous forme d'au moins un produit à haute densité ; - une unité de stockage (21) du ou de chaque produit à haute densité ; - une unité de déconditionnement (23), configurée pour sélectivement convertir le ou chaque produit à haute densité stocké dans l'unité de stockage (21) en un flux supplémentaire de bio-méthane et pour fournir le flux supplémentaire de bio-méthane au poste d'injection (11). 2.- Installation selon la revendication 1, dans laquelle le ou chaque produit à haute densité contient au moins 50 Nm3 de bio-méthane par m3 de produit à haute densité. 3.- Installation selon la revendication 1 ou 2, dans laquelle le ou chaque produit à haute densité est choisi dans la liste suivante : méthane à une pression supérieure à 50 bars ; GNL ; hydrate de méthane, solide ou sous forme de suspension ; méthane adsorbé sur un matériau adsorbant solide. 4.- Installation selon la revendication 3, dans laquelle le produit à haute densité est du GNL, l'unité de conditionnement (19) comprenant un dispositif de liquéfaction, l'unité de stockage (21) comprenant au moins un réservoir cryogénique (35) et un circuit de recyclage (37) configuré pour renvoyer une phase gazeuse depuis un ciel du réservoir cryogénique (35) vers le dispositif de liquéfaction. 5.- Installation selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans laquelle le méthaniseur (2) a une capacité de production de bio-méthane maximale, l'unité de stockage (21) ayant une capacité de stockage supérieure à deux semaines de production du méthaniseur (2) à sa capacité de production de bio-méthane maximale. 6.- Installation selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans laquelle l'unité de conditionnement (19) a une durée de mise en route inférieure à 12 heures. 3062657 18 7.- Installation selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans laquelle l'unité de déconditionnement (23) a une durée de mise en route inférieure à 12 heures. 8.- Installation selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans 5 laquelle le méthaniseur (2) a une capacité de production de bio-méthane maximale, l'unité de déconditionnement (23) ayant une capacité de production de bio-méthane supérieure à 50% de la capacité de production de bio-méthane maximale du méthaniseur (2). 9.- Installation selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans laquelle l'installation (1) est configurée pour permettre l'alimentation en bio-méthane du 10 poste d'injection (11) simultanément par l'épurateur (7) et par l'unité de déconditionnement (23). 10.- Installation selon l'une quelconque des revendications précédentes, comprenant une unité de déstockage (41), configurée pour exporter le produit à haute densité hors de l'installation (1) ou pour alimenter une unité de combustion (43). 15 11.- Installation selon la revendication 10, configurée pour permettre simultanément : - l'injection dans le réseau de transport ou de distribution gazier (13) par le poste d'injection (11) d'une partie du flux de bio-méthane fourni par l'épurateur (7) ; - le conditionnement par l'unité de conditionnement (19) d'une autre partie du flux de bio- 20 méthane fourni par l'épurateur (7) ; et - éventuellement l'export du produit à haute densité hors de l'installation (1) par l'unité de déstockage (41) ou l'alimentation de l'unité de combustion (43). 12.- Installation selon l'une quelconque des revendications précédentes, comprenant un contrôleur (49) configuré pour acquérir un paramètre représentatif du 25 besoin du réseau de transport ou de distribution gazier (13) en méthane, pour acquérir un débit de bio-méthane produit par le méthaniseur (2), et pour : - activer l'unité de conditionnement (19) si le débit de bio-méthane est supérieur au besoin du réseau de transport ou de distribution (13) ; - activer l'unité de déconditionnement (23) si le débit de bio-méthane est inférieur au 30 besoin du réseau de transport ou de distribution (13). 13.- Procédé de pilotage d'une installation de production de bio-méthane selon l'une quelconque des revendications précédentes, le procédé comprenant les étapes suivantes : - acquisition d'un paramètre représentatif du besoin du réseau de transport ou de 35 distribution gazier (13) en méthane ; 3062657 19 - acquisition d'un débit de bio-méthane produit par le méthaniseur (2) ; - activation de l'unité de conditionnement (19) si le débit de bio-méthane est supérieur au besoin du réseau de transport ou de distribution (13) ; - activation de l'unité de déconditionnement (23) si le débit de bio-méthane est inférieur au 5 besoin du réseau de transport ou de distribution (13). 14.- Procédé de pilotage selon la revendication 13, dans lequel le méthaniseur (2) fonctionne en permanence à une capacité supérieure à 90% de sa capacité de production de méthane maximale.