Brevet FR3127138A1 — publié le 20230324

Unité d’épuration (UE) configurée pour recevoir un flux entrant de biogaz (BS) et pour séparer ledit flux entrant de biogaz (BS) reçu en un flux de biométhane (BM), contenant de préférence au moins 90 % de méthane, et un flux de gaz résiduels dit « de combustion » (GR1) dont la teneur en méthane est supérieure à 25 %. Figure pour l’abrégé : Fig 1 Unité d’épuration de biogaz La présente invention se rapporte au domaine de l’épuration de gaz et concerne plus particulièrement une unité d’épuration permettant de transformer un flux de gaz entrant en un flux de biométhane. Il est connu de traiter un flux entrant de biogaz dans une unité d’épuration afin de produire du biométhane. Le biométhane est un gaz comportant au moins 95 % de méthane (CH 4 ), de préférence plus de 97 % de méthane. Lors de l’épuration, le flux entrant de biogaz est séparé en un flux de biométhane et un flux de gaz résiduels. Ce flux de gaz résiduels comporte essentiellement du dioxyde de carbone (CO 2 ) mais aussi du méthane, dans une proportion faible, qui n’a pas pu être séparé pour rejoindre le flux de biométhane. Ce flux de gaz résiduels a longtemps été rejeté dans l’atmosphère mais les dernières normes en vigueur interdisent les rejets de flux de gaz dont la teneur en méthane est supérieure à un seuil prédéterminé. Par exemple, en France ce seuil est de 0,5 %vol. de méthane maximum dans les rejets à l’atmosphère et de 0,2 % vol. CH 4 maximum en Allemagne. Par conséquent, le flux de gaz résiduels doit être retraité afin de respecter le seuil de rejets. Par conséquent, lorsque les gaz résiduels en sortie de l’unité d’épuration ont une teneur supérieure au seuil autorisé, il est nécessaire de mettre en place des procédés complémentaires de traitement des gaz résiduels afin d’abaisser leur teneur en méthane. Dans une solution existante, ce traitement peut être réalisé au moyen d’un procédé d’oxydation du méthane dans des réacteurs catalytiques ou des bruleurs régénératifs (type RTO ou Regenerative Thermal Oxidizer). Ce procédé constitue la solution existante la plus simple et la plus économique pour respecter les seuils de rejet mais il présente l’inconvénient de ne pas permettre de valoriser le méthane contenu dans les gaz résiduels (perte). Dans une autre solution existante, ce traitement peut être réalisé au moyen d’un procédé de piégeage du méthane sur un média adsorbant (procédé de type PSA). Dans ce procédé, afin d’être recyclé, le méthane piégé est récupéré puis en mélangé à nouveau avec le flux entrant de biogaz en entrée de l’unité d’épuration. Toutefois, ce procédé peut s’avérer long et complexe, et coûteux. En effet, le coût de récupération de ce méthane résiduel (CAPEX et OPEX) est nettement supérieur à sa valeur marchande, ce qui rend l’investissement non rentable d’un point de vue économique. Dans une autre solution existante, ce traitement peut être réalisé au moyen d’un procédé de liquéfaction du dioxyde de carbone avec séparation du méthane, qui reste incondensable aux conditions de température et de pression de liquéfaction du dioxyde de carbone. Le méthane incondensable est récupéré et recyclé en entrée de l’unité d’épuration du biogaz afin d’être valorisé. La vente du dioxyde de carbone liquide produit permet de financer les coûts d’investissement et de fonctionnement de l’unité de liquéfaction mais ce procédé rend l’installation complexe, ce qui peut rendre la maintenance onéreuse. Il existe donc un besoin d’une solution simple et efficace permettant de remédier au moins en partie à ces inconvénients. L’un des buts de l’invention est de proposer une solution simple et efficace d’épuration. Un autre but de l’invention est de permettre une meilleure utilisation du flux de gaz résiduels. A cette fin, l’invention a tout d’abord pour objet une unité d’épuration configurée pour recevoir un flux entrant de biogaz, par exemple d’un module de production de biogaz, et pour séparer ledit flux entrant de biogaz reçu en un flux de biométhane, contenant de préférence au moins 90 % de méthane, et un flux de gaz résiduels dit « de combustion » dont la teneur en méthane est supérieure à 25 %. Dans le présent document, par le terme « biogaz », on entend « au sens de la norme ISO 20675 » qui couvre notamment le biogaz produit par fermentation anaérobie (en absence d'air) de matières organiques et les « syngas », qui sont les gaz obtenus par des procédés tels que la pyro-gazéification, la méthanation biologique ou catalytique ou tout autre procédé qui conduit à la production d’un mélange gazeux composé essentiellement de méthane et de dioxyde de carbone. Le procédé selon l’invention permet de produire un flux de gaz résiduels de combustion qui est apte à la combustion dans un module de combustion, notamment un module de cogénération tel que par exemple un moteur à gaz ou une turbine à gaz, de par sa teneur minimum de 25 % en méthane. La production d’un tel flux de combustion s’avère notablement contre-intuitive pour l’homme du métier lorsqu’on regarde les manières de traiter les flux de gaz résiduels issus de l’épuration du biogaz dans les solutions de l’art antérieur. En effet, générer un flux de gaz résiduels avec une teneur en méthane non négligeable paraîtrait contre-intuitif pour l’homme du métier qui souhaite au contraire extraire le plus possible de méthane du flux entrant de biogaz. En produisant un flux de gaz résiduels avec une teneur en méthane de plus de 25 %, de préférence supérieure à 30 %, de préférence encore supérieure à 35 %, il est ainsi possible de brûler le flux de gaz résiduels de combustion dans un moteur à gaz standard ou une turbine à gaz standard afin de produire de l’électricité, cette électricité pouvant en outre avantageusement servir à alimenter des équipements électriques permettant le fonctionnement de l’unité d’épuration. De préférence, l’unité d’épuration comprend une pluralité d’étages de membranes, de préférence au moins trois étages de membranes, configurées pour produire, à partir du flux entrant de biogaz, un flux de biométhane dont la teneur en méthane est supérieure à 90 %, de préférence supérieure à 95 %, de préférence encore supérieure à 97 %, et un flux de combustion dont la teneur en méthane est supérieure à 25 %, de préférence supérieure à 30 %, de préférence encore supérieure à 35 %. Par les termes « configurées pour produire », on entend que la nature et l’agencement des étages de membranes sont choisis et adaptés pour obtenir des telles teneurs en méthane sur les flux sortants. Dans une première forme de réalisation, l’unité d’épuration comprend : - un premier étage de membranes configuré pour recevoir le flux entrant de biogaz et le séparer en un premier rétentat et un premier perméat, - un deuxième étage de membranes configuré pour recevoir le premier rétentat et le séparer en un deuxième rétentat, correspondant au flux de biométhane, et un deuxième perméat qui est recirculé dans le flux entrant de biogaz, - un troisième étage de membranes configuré pour recevoir le premier perméat et le séparer en un troisième rétentat, correspondant au flux de combustion, et un troisième perméat, qui est recirculé dans le flux entrant de biogaz. Dans une deuxième forme de réalisation, l’unité d’épuration comprend : - un premier étage de membranes configuré pour recevoir le flux entrant de biogaz et le séparer en un premier rétentat et un premier perméat, - un deuxième étage de membranes configuré pour recevoir le premier rétentat et le séparer en un deuxième rétentat, correspondant au flux de biométhane, et un deuxième perméat dont une partie est recirculée dans le flux entrant de biogaz et une autre partie est acheminée dans le flux de combustion, - un troisième étage de membranes configuré pour recevoir le premier perméat et le séparer en un troisième rétentat, acheminé dans le flux de combustion, et un troisième perméat, qui est recirculé dans le flux entrant de biogaz. Dans une troisième forme de réalisation, l’unité d’épuration comprend : - un premier étage de membranes configuré pour recevoir le flux entrant de biogaz et le séparer en un premier rétentat et un premier perméat, - un deuxième étage de membranes configuré pour recevoir le premier rétentat et le séparer en un deuxième rétentat, correspondant au flux de biométhane, et un deuxième perméat dont une partie est recirculée dans le flux entrant de biogaz et une autre partie est acheminée dans le flux de combustion, - un troisième étage de membranes configuré pour recevoir le premier perméat et le séparer en un troisième rétentat, acheminé dans le flux de combustion, et un troisième perméat, dont une partie est recirculée dans le flux entrant de biogaz et une autre partie est acheminée dans le flux de combustion. Avantageusement, l’unité d’épuration est configurée pour séparer ledit flux entrant de biogaz reçu en un flux de biométhane, contenant de préférence au moins 90 % de méthane (de préférence supérieure à 95 %, de préférence encore supérieure à 97 %), un flux de gaz résiduels de combustion dont la teneur en méthane est supérieure à 25 % (de préférence supérieure à 30 %, de préférence encore supérieure à 35 %), et un flux de gaz résiduels dit « appauvri » dont la teneur en méthane est inférieure à un seuil prédéterminé (et qui est riche en dioxyde de carbone), de préférence inférieur à 0,5% vol. CH 4 , de préférence encore inférieur à 0,2% vol. CH 4 . Avantageusement encore, le seuil prédéterminé étant de préférence défini par une norme de rejet autorisé en méthane dans l’atmosphère, (par exemple 0.2% vol. CH 4 ), le flux appauvri est rejeté dans l’atmosphère. Dans une quatrième forme de réalisation, l’unité d’épuration comprend : - un premier étage de membranes configuré pour recevoir le flux entrant de biogaz et le séparer en un premier rétentat et un premier perméat, - un deuxième étage de membranes configuré pour recevoir le premier rétentat et le séparer en un deuxième rétentat, correspondant au flux de biométhane, et un deuxième perméat, correspondant au flux de combustion, - un troisième étage de membranes configuré pour recevoir le premier perméat et le séparer en en un troisième rétentat, qui est recirculé dans le flux entrant de biogaz, et un troisième perméat, correspondant au flux appauvri, qui peut être rejeté vers l’atmosphère ou bien valorisé pour produire par exemple du dioxyde de carbone liquéfié. Dans une cinquième forme de réalisation, l’unité d’épuration comprend : - un premier étage de membranes configuré pour recevoir le flux entrant de biogaz et le séparer en un premier rétentat et un premier perméat, - un deuxième étage de membranes configuré pour recevoir le premier rétentat et le séparer en un deuxième rétentat, correspondant au flux de biométhane, et un deuxième perméat, qui est recirculé dans le flux entrant de biogaz, - un troisième étage de membranes configuré pour recevoir le premier perméat et le séparer en un troisième rétentat, correspondant au flux de combustion, et un troisième perméat, correspondant au flux appauvri, qui peut être rejeté vers l’atmosphère ou bien valorisé pour produire par exemple du dioxyde de carbone liquéfié. Dans une sixième forme de réalisation, l’unité d’épuration comprend : - un premier étage de membranes configuré pour recevoir le flux entrant de biogaz et le séparer en un premier rétentat et un premier perméat, - un deuxième étage de membranes configuré pour recevoir le premier rétentat et le séparer en un deuxième rétentat, correspondant au flux de biométhane, et un deuxième perméat dont une partie est recirculée dans le flux entrant de biogaz et une autre partie est acheminée dans le flux de combustion, - un troisième étage de membranes configuré pour recevoir le premier perméat et le séparer en un troisième rétentat, dont une partie est recirculée dans le flux entrant de biogaz et une autre partie est acheminée dans le flux de combustion, et un troisième perméat, correspondant au flux appauvri, qui peut être rejeté vers l’atmosphère ou bien valorisé pour produire par exemple du dioxyde de carbone liquéfié. L’invention concerne également un système de production de biométhane comprenant : - au moins une unité d’épuration telle que présentée précédemment, alimentée électriquement, - au moins un module de combustion des gaz résiduels configuré pour produire de l’électricité en brûlant ledit flux de combustion. De préférence, l’au moins un module de combustion des gaz résiduels est configuré pour fournir au moins une partie de l’électricité produite en brûlant le flux de combustion à l’au moins une unité d’épuration afin de l’alimenter électriquement pour la faire fonctionner (et/ou tout ou partie de ses équipements électriques auxiliaires). L’invention concerne également un système de production de biométhane comprenant : - au moins une unité d’épuration telle que décrite ci-avant, - au moins un module de valorisation configuré pour recevoir le flux appauvri afin de le valoriser, par exemple en procédant à sa liquéfaction ou à sa compression. L’invention concerne également un système de production de biométhane comprenant : - au moins une unité d’épuration telle que présentée précédemment, alimentée électriquement, - au moins un module de combustion des gaz résiduels configuré pour produire de l’électricité en brûlant ledit flux de combustion, - au moins un module de valorisation configuré pour recevoir le flux appauvri afin de le valoriser, par exemple en procédant à sa liquéfaction ou à sa compression. De préférence, l’au moins un module de combustion des gaz résiduels est configuré pour fournir au moins une partie de l’électricité produite en brûlant le flux de combustion à l’au moins une unité d’épuration afin de l’alimenter électriquement pour la faire fonctionner (et/ou tout ou partie de ses équipements électriques auxiliaires). L’invention concerne également un procédé d’épuration d’un flux entrant de biogaz, ledit procédé, mis en œuvre par une unité d’épuration telle que présentée précédemment, comprenant les étapes de : - réception d’un flux entrant de biogaz, par exemple fourni par un module de production de biogaz, - séparation dudit flux entrant de biogaz reçu en un flux de biométhane, contenant de préférence au moins 90 % de méthane, de préférence supérieure à 95 %, de préférence encore supérieure à 97 %, et un flux de gaz résiduels dit « de combustion » dont la teneur en méthane est supérieure à 25 %, de préférence supérieure à 30 %, de préférence encore supérieure à 35 %. Dans un mode de réalisation, la séparation du flux entrant de biogaz reçu est réalisée en un flux de biométhane, contenant de préférence au moins 90 % de méthane (de préférence supérieure à 95 %, de préférence encore supérieure à 97 %), un flux de gaz résiduels de combustion dont la teneur en méthane est supérieure à 25 % (de préférence supérieure à 30 %, de préférence encore supérieure à 35 %), et un flux de gaz résiduels dit « appauvri » dont la teneur en méthane est inférieure à un seuil prédéterminé (et qui est riche en dioxyde de carbone). L’invention concerne également un procédé de traitement d’un flux entrant de biogaz par un système tel que présenté précédemment, ledit procédé comprenant les étapes de : - réception d’un flux entrant de biogaz, par exemple fourni par un module de production de biogaz, - séparation dudit flux entrant de biogaz reçu en un flux de biométhane, contenant de préférence au moins 90 % de méthane, et un flux de gaz résiduels dit « de combustion » dont la teneur en méthane est supérieure à 25 %. - production d’électricité par combustion dudit flux de combustion, - alimentation électrique de l’au moins une unité d’épuration à partir d’au moins une partie de l’électricité produite. D’autres caractéristiques et avantages de l’invention apparaîtront encore à la lecture de la description qui va suivre. Celle-ci est purement illustrative et doit être lue en regard des dessins annexés sur lesquels : La illustre schématiquement une unité d’épuration selon l’invention. La illustre schématiquement une forme de réalisation de l’unité d’épuration selon l’invention. La illustre schématiquement une forme de réalisation du système selon l’invention. La illustre schématiquement une autre forme de réalisation du système selon l’invention. La illustre schématiquement un premier exemple de mise en œuvre du procédé selon l’invention. La illustre schématiquement un deuxième exemple de mise en œuvre du procédé selon l’invention. La illustre schématiquement un troisième exemple de mise en œuvre du procédé selon l’invention. La illustre schématiquement un quatrième exemple de mise en œuvre du procédé selon l’invention. La illustre schématiquement un cinquième exemple de mise en œuvre du procédé selon l’invention. La illustre schématiquement un sixième exemple de mise en œuvre du procédé selon l’invention. La illustre schématiquement un mode de réalisation du procédé selon l’invention. Unité d’épuration (UE) configurée pour recevoir un flux entrant de biogaz (BS) et pour séparer ledit flux entrant de biogaz (BS) reçu en un flux de biométhane (BM), contenant de préférence au moins 90 % de méthane, et un flux de gaz résiduels dit « de combustion » (GR1) dont la teneur en méthane est supérieure à 25 %. Unité d’épuration (UE) selon la revendication 1, comprenant une pluralité d’étages de membranes (S1, S2, S3) pour séparer le flux entrant de biogaz (BS). Unité d’épuration (UE) selon la revendication 2, comprenant : - un premier étage de membranes (S1) configuré pour recevoir le flux entrant de biogaz (BS) et le séparer en un premier rétentat (R1) et un premier perméat (P1), - un deuxième étage de membranes (S2) configuré pour recevoir le premier rétentat (R1) et le séparer en un deuxième rétentat (R2), correspondant au flux de biométhane (BM), et un deuxième perméat (P2) qui est recirculé dans le flux entrant de biogaz (BS), - un troisième étage de membranes (S3) configuré pour recevoir le premier perméat (P1) et le séparer en un troisième rétentat (R3), correspondant au flux de combustion (GR1), et un troisième perméat (P3), qui est recirculé dans le flux entrant de biogaz (BS). Unité d’épuration (UE) selon la revendication 2, comprenant : - un premier étage de membranes (S1) configuré pour recevoir le flux entrant de biogaz (BS) et le séparer en un premier rétentat (R1) et un premier perméat (P1), - un deuxième étage de membranes (S2) configuré pour recevoir le premier rétentat (R1) et le séparer en un deuxième rétentat (R2), correspondant au flux de biométhane (BM), et un deuxième perméat (P2) dont une partie est recirculée dans le flux entrant de biogaz (BS) et une autre partie est acheminée dans le flux de combustion (GR1), - un troisième étage de membranes (S3) configuré pour recevoir le premier perméat (P1) et le séparer en un troisième rétentat (R3), acheminé dans le flux de combustion (GR1), et un troisième perméat (P3), qui est recirculé dans le flux entrant de biogaz (BS). Unité d’épuration (UE) selon l’une quelconque des revendications 1 et 2, ladite unité d’épuration (UE) étant configurée pour séparer ledit flux entrant de biogaz (BS) reçu en un flux de biométhane (BM), contenant de préférence au moins 90 % de méthane, un flux de gaz résiduels de combustion (GR1) dont la teneur en méthane est supérieure à 25 %, et un flux de gaz résiduels dit « appauvri » (GR2) dont la teneur en méthane est inférieure à un seuil prédéterminé (SP). Unité d’épuration (UE) selon la revendication 5, comprenant : - un premier étage de membranes (S1) configuré pour recevoir le flux entrant de biogaz (BS) et le séparer en un premier rétentat (R1) et un premier perméat (P1), - un deuxième étage de membranes (S2) configuré pour recevoir le premier rétentat (R1) et le séparer en un deuxième rétentat (R2), correspondant au flux de biométhane (BM), et un deuxième perméat (P2), correspondant au flux de combustion (GR1), - un troisième étage de membranes (S3) configuré pour recevoir le premier perméat (P1) et le séparer en en un troisième rétentat (R3), qui est recirculé dans le flux entrant de biogaz (BS), et un troisième perméat (P3), correspondant au flux appauvri (GR2). Unité d’épuration (UE) selon la revendication 5, comprenant : - un premier étage de membranes (S1) configuré pour recevoir le flux entrant de biogaz (BS) et le séparer en un premier rétentat (R1) et un premier perméat (P1), - un deuxième étage de membranes (S2) configuré pour recevoir le premier rétentat (R1) et le séparer en un deuxième rétentat (R2), correspondant au flux de biométhane (BM), et un deuxième perméat (P2), qui est recirculé dans le flux entrant de biogaz (BS), - un troisième étage de membranes (S3) configuré pour recevoir le premier perméat (P1) et le séparer en un troisième rétentat (R3), correspondant au flux de combustion (GR1), et un troisième perméat (P3), correspondant au flux appauvri (GR2). Unité d’épuration (UE) selon la revendication 5, comprenant : - un premier étage de membranes (S1) configuré pour recevoir le flux entrant de biogaz (BS) et le séparer en un premier rétentat (R1) et un premier perméat (P1), - un deuxième étage de membranes (S2) configuré pour recevoir le premier rétentat (R1) et le séparer en un deuxième rétentat (R2), correspondant au flux de biométhane (BM), et un deuxième perméat (P2) dont une partie est recirculée dans le flux entrant de biogaz (BS) et une autre partie est acheminée dans le flux de combustion (GR1), - un troisième étage de membranes (S3) configuré pour recevoir le premier perméat (P1) et le séparer en un troisième rétentat (R3), dont une partie est acheminée dans le flux de combustion (GR1) jusqu’au module de combustion (MC) et une autre partie est recirculée dans le flux entrant de biogaz (BS), et un troisième perméat (P3), correspondant au flux appauvri (GR2). Système (1) de production de biométhane (BM) comprenant : - au moins une unité d’épuration (UE) selon l’une quelconque des revendications précédentes, alimentée électriquement, - au moins un module de combustion (MC) des gaz résiduels configuré pour produire de l’électricité en brûlant ledit flux de combustion (GR1). Système (1) de production de biométhane (BM), comprenant : - au moins une unité d’épuration (UE) selon l’une quelconque des revendications 5 à 8, - au moins un module de valorisation (MV) configuré pour recevoir le flux appauvri (GR2) afin de le valoriser, par exemple en procédant à sa liquéfaction ou à sa compression. Procédé d’épuration (UE) d’un flux entrant de biogaz (BS), ledit procédé, mis en œuvre par une unité d’épuration (UE) selon l’une quelconque des revendications précédentes, comprenant les étapes de : - réception (E1) d’un flux entrant de biogaz (BS), - séparation (E2) dudit flux entrant de biogaz (BS) reçu en un flux de biométhane (BM), contenant de préférence au moins 90 % de méthane, et un flux de gaz résiduels dit « de combustion » (GR1) dont la teneur en méthane est supérieure à 25 %.