Brevet FR3129849A1 — publié le 20230609

TITRE : Installation de production biométhane et de CO2 liquide avec un moyen d’éviter l’accumulation d’hydrogène et d’oxygène Installation de production de biométhane et de CO2 liquide, comprenant : Une unité de production de biogaz, Au moins une unité de séparation membranaire du biogaz permettant de produire du biométhane et un mélange gazeux M1 comprenant majoritairement du dioxyde de carbone, Une unité de distillation cryogénique du mélange gazeux M1 permettant de produire du CO2 liquide et un mélange gazeux M2 comprenant du dioxyde de carbone, du méthane, de l’oxygène et de l’hydrogène, Une ou plusieurs membranes situées sur le flux du mélange gazeux M2 et permettant de séparer le méthane du mélange oxygène-hydrogène compris dans le mélange gazeux M2, Un moyen de recyclage du méthane issu du mélange gazeux M2 vers l’unité de séparation membranaire, et Un évent permettant l’évacuation du mélange oxygène-hydrogène issu du mélange gazeux M2. Installation de production biométhane et de CO2 liquide avec un moyen d’éviter l’accumulation d’hydrogène et d’oxygène La présente invention est relative à une installation et à un procédé de production de biométhane et de CO2 liquide à partir d’un flux de biogaz. Le biogaz est le gaz produit lors de la dégradation de matières organiques en l’absence d’oxygène (fermentation anaérobie) encore appelée méthanisation. Il peut s’agir d’une dégradation naturelle – on l’observe ainsi dans les marais ou les décharges d’ordures ménagères – mais la production de biogaz peut aussi résulter de la méthanisation de déchets dans un réacteur dédié, et dont les conditions sont contrôlées, appelé méthaniseur ou digesteur, puis dans un post-digesteur, similaire au digesteur et permettant de pousser plus loin la réaction de méthanisation. On appellera biomasse tout groupement de matières organiques pouvant se transformer en énergie à travers ce processus de méthanisation e.g. boues de station d'épuration, fumiers/lisiers, résidus agricoles, déchets alimentaires... Le digesteur, c’est-à-dire le réacteur dédié à la méthanisation de la biomasse, est une cuve fermée, chauffée ou non (opération à une température fixée, entre la température ambiante et 55°C) et dont le contenu constitué de la biomasse est brassé, en continu ou séquentiel. Les conditions dans le digesteur sont anaérobies et le biogaz généré se retrouve dans l'espace de tête du digesteur (ciel gazeux), où il est prélevé. Les post-digesteurs sont similaires aux digesteurs. De par ses constituants principaux – méthane et dioxyde de carbone – le biogaz est un puissant gaz à effet de serre ; il constitue aussi, parallèlement, une source d’énergie renouvelable appréciable dans un contexte de raréfaction des énergies fossiles. Le biogaz contient majoritairement du méthane (CH4) et du dioxyde de carbone (CO2) dans des proportions variables en fonction du mode d’obtention et du substrat mais peut également contenir, en moindres proportions de l’eau, de l’azote, de l’hydrogène sulfuré (H2S), de l’oxygène, ainsi que des composés organiques autres, à l’état de traces, , dont le H2S, entre 10 et 50,000 ppmv. Selon les matières organiques dégradées et les techniques utilisées, les proportions des composants diffèrent, mais en moyenne le biogaz comporte, sur gaz sec, de 30 à 75% de méthane, de 15 à 60% de CO2, de 0 à 15% d’azote, de 0 à 5% d’oxygène et des composés traces. Le biogaz est valorisé de différentes manières. Il peut, après un traitement léger, être valorisé à proximité du site de production pour fournir de la chaleur, de l’électricité ou un mélange des deux (la cogénération); la teneur importante en dioxyde de carbone réduit son pouvoir calorifique, augmente les coûts de compression et de transport et limite l’intérêt économique de sa valorisation à cette utilisation de proximité. Une purification plus poussée du biogaz permet sa plus large utilisation, en particulier, une purification poussée du biogaz permet d’obtenir un biogaz épuré aux spécifications du gaz naturel et qui pourra lui être substitué ; le biogaz ainsi purifié est le « biométhane ». Le biométhane complète ainsi les ressources de gaz naturel avec une partie renouvelable produite au cœur des territoires; il est utilisable pour exactement les mêmes usages que le gaz naturel d’origine fossile. Il peut alimenter un réseau de gaz naturel, une station de remplissage pour véhicules, il peut aussi être liquéfié pour être stocké sous forme de gaz naturel liquide (bioGNL)... D'autre part, le biogaz est également constitué en grande partie de dioxyde de carbone qui peut être valorisé comme un produit pour des marchés diverses et variés tels que les boissons gazéifiées, les serres et le nettoyage. Ce dioxyde de carbone a besoin d'être liquéfié pour être transporté vers son utilisation. Cette liquéfaction permet également d'atteindre la qualité du gaz requise. Le reste des composés gazeux étant chargés en méthane est recyclé vers le procédé d'épuration du biogaz. Ce gaz recyclé contient majoritairement du dioxyde de carbone, entre 45 et 75%, du méthane, entre 25 et 55%, de l'azote, de l'oxygène et de l'hydrogène si présent dans le biogaz. L'oxygène et l'hydrogène auront tendance à s'accumuler entre le procédé d'épuration du biogaz et le procédé de liquéfaction du CO2 jusqu'à atteindre des compositions explosives. En effet, l’hydrogène est une molécule très petite qui permée au travers des membranes et se retrouve donc dans les évents de l’unité d’épuration qui sont dirigés vers l’unité de liquéfaction du CO2. L’hydrogène est un incondensable qui sera entièrement recyclé vers l’épurateur après traitement des évents par le liquéfacteur. Si l’hydrogène est recyclé indéfiniment entre les deux unités, sa concentration sera augmentée au cours du temps et pourra atteindre un niveau entraînant un risque d’explosion. L’oxygène permée en partie au travers des membranes et se retrouve donc, en partie, dans l’évent. L’oxygène est également un incondensable qui se retrouvera dans le recycle vers l’épurateur. Une concentration élevée en oxygène dans le gaz de retour à l’épurateur présente un risque d’explosion. Partant de là un problème qui se pose est de fournir une installation de production biométhane et de CO2 liquide comprenant un moyen d’éviter l’accumulation d’hydrogène et d’oxygène dans le recycle. Une solution de la présente invention est une installation de production de biométhane et de CO2 liquide, comprenant : Une unité de production de biogaz, Au moins une unité de séparation membranaire du biogaz permettant de produire du biométhane et un mélange gazeux M1 comprenant majoritairement du dioxyde de carbone, Une unité de distillation cryogénique du mélange gazeux M1 permettant de produire du CO2 liquide et un mélange gazeux M2 comprenant du dioxyde de carbone, du méthane, de l’oxygène et de l’hydrogène, Une ou plusieurs membranes situées sur le flux du mélange gazeux M2 et permettant de séparer le méthane du mélange oxygène-hydrogène compris dans le mélange gazeux M2, Un moyen de recyclage du méthane issu du mélange gazeux M2 vers l’unité de séparation membranaire, et Un évent permettant l’évacuation du mélange oxygène-hydrogène issu du mélange gazeux M2. Selon le cas l’installation selon l’invention peut présenter une ou plusieurs des caractéristiques ci-dessous : L’installation comprend entre l’unité de production du biogaz et l’unité de séparation membranaire un moyen de compression du biogaz ; le moyen de compression est un compresseur à vis lubrifié ; L’installation comprend entre l’unité de production du biogaz et l’unité de séparation membranaire une unité permettant d’éliminer au moins en partie le sulfure d’hydrogène et les composés organiques volatils ; l’unité permettant d’éliminer au moins en partie le sulfure d’hydrogène et les composés organiques volatils est une unité d’adsorption à pression modulée. la ou les membranes situées sur le flux de mélange gazeux M2 est plus perméable à l’oxygène et à l’hydrogène qu’au méthane ; l’unité de séparation membranaire comprend trois ou quatre étages membranaires. l’unité de séparation membranaire comprend : Un premier étage de séparation par membrane muni d’une première membrane apte à recevoir le flux de biogaz et à fournir un premier perméat et un premier rétentat, ladite première membrane étant plus perméable au dioxyde de carbone qu’au méthane, Un deuxième étage de séparation par membrane muni d’une seconde membrane apte à recevoir un second gaz d’alimentation et à fournir un second perméat et un second rétentat, ladite seconde membrane étant plus perméable au dioxyde de carbone qu’au méthane, et ledit deuxième étage de séparation par membrane étant connecté en série avec le premier étage de séparation par membrane de telle sorte que le premier rétentat constitue le second gaz d’alimentation, Un troisième étage de séparation par membrane muni d’une troisième membrane apte à recevoir un troisième gaz d’alimentation et à fournir un troisième perméat et un troisième rétentat, ladite troisième membrane étant plus perméable au dioxyde de carbone qu’au méthane, et ledit troisième étage de séparation par membrane étant connecté en série avec le premier étage de séparation par membrane de telle sorte que le premier perméat constitue le troisième gaz d’alimentation. l’unité de séparation membranaire peut comprendre un quatrième étage de séparation par membrane muni d’une quatrième membrane apte à recevoir un gaz d’alimentation et à fournir un perméat et un rétentat, ladite quatrième membrane étant plus perméable au dioxyde de carbone qu’au méthane, et ledit quatrième étage de séparation par membrane étant connectée en série avec le troisième étage de séparation par membrane de telle sorte que le troisième rétentat constitue le quatrième gaz d’alimentation. La présente invention a également pour objet un procédé de production de méthane et de CO2 liquide, mettant en œuvre l’installation selon l’invention et comprenant : Une étape de production de biogaz, Une première étape de séparation membranaire du biogaz de manière à produire du biométhane et un mélange gazeux M1 comprenant majoritairement du dioxyde de carbone, Une étape de distillation cryogénique du mélange gazeux M1 de manière à produire du CO2 liquide et un mélange gazeux M2 comprenant du dioxyde de carbone, du méthane, de l’oxygène et de l’hydrogène, Une deuxième étape de séparation membranaire du mélange gazeux M2 de manière à séparer le méthane du mélange oxygène-hydrogène compris dans le mélange gazeux M2, Une étape de recyclage du méthane issu du mélange gazeux M2 vers l’unité de séparation membranaire, et Une étape d’évacuation du mélange oxygène-hydrogène issu du mélange gazeux M2. Selon le cas le procédé selon l’invention peut présenter une ou plusieurs des caractéristiques ci-dessous : Le procédé comprend entre les étapes a) et b) une étape de compression du biogaz. Le procédé comprend entre les étapes a) et b) une étape de pré-purification permettant d’éliminer au moins en partie le sulfure d’hydrogène et les composés organiques volatils. l’étape de pré-purification est une étape de purification par adsorption ; l’étape f) est réalisée en continu. La solution selon l’invention propose d'utiliser une ou plusieurs membranes pour mettre à l’évent en continu un débit de ce gaz de recycle du liquéfacteur du CO2 vers l’épurateur du biogaz. La ou les membranes utilisées séparent préférentiellement l'oxygène et l'hydrogène du méthane et du dioxyde de carbone. La membrane est une multitude de tubes micrométriques, appelés fibres, constituées d’une matière poreuse au travers de laquelle les composés gazeux sont susceptibles de passer. La séparation des différents composés gazeux au travers d’une membrane se fait par différence de pression entre le flux à l’intérieur des fibres membranaires et le flux à l’extérieur des fibres membranaires et par différence d’affinité des composés gazeux avec la fibre membranaire. Le flux gazeux qui passe au travers des pores de la fibre membranaire est appelé perméat. Le flux gazeux qui ne passe pas au travers des pores de la fibre membranaire est appelé rétentat. L'hydrogène et l'oxygène dilués dans du dioxyde de carbone se retrouve au perméat de la membrane tandis que le méthane dilué dans du dioxyde de carbone se retrouve au rétentat de la membrane. Le rétentat de la membrane est recyclé vers l’épurateur du biogaz tandis que le perméat de la membrane est mise à l’évent. La présente invention va être décrite plus en détail à l’aide de l’exemple ci-dessous. EXEMPLE Le biogaz contient 100 ppm d’hydrogène et 0,2% d’oxygène. L’hydrogène doit être complètement purgé au travers de la membrane. Cette solution impactant le rendement biométhane est nécessaire pour assurer la sécurité de l’installation. Elle est illustrée dans ce tableau, donné à titre indicatif. Ce tableau prend l’exemple d’un traitement d’un débit maximal de biogaz (1100 Nm 3 /h de biogaz brut humide) à composition nominale. Biogaz LCO2 Biométhane Purge Débit sec 1 043 Nm3/h 374 Nm3/h 667 Nm3/h 1.7 Nm3/h N2 0.4% 0.0% 0.7% 0.6% O2 0.2% 0.0% 0.3% 8.3% Méthane 62.4% 0.0% 97.5% 8.0% CO2 37.0% 100.0% 1.6% 76.7% H2 0.01% 0.0% 0.0% 6.4% Rendement BioCH4 99.98% Autrement dit la solution selon l’invention permet non seulement d’assurer la sécurité de l’opération en éliminant les composés responsables de risques d’explosion, mais aussi d’augmenter le rendement en méthane Installation de production de biométhane et de CO2 liquide, comprenant : Une unité de production de biogaz, Au moins une unité de séparation membranaire du biogaz permettant de produire du biométhane et un mélange gazeux M1 comprenant majoritairement du dioxyde de carbone, Une unité de distillation cryogénique du mélange gazeux M1 permettant de produire du CO2 liquide et un mélange gazeux M2 comprenant du dioxyde de carbone, du méthane, de l’oxygène et de l’hydrogène, Une ou plusieurs membranes situées sur le flux du mélange gazeux M2 et permettant de séparer le méthane du mélange oxygène-hydrogène compris dans le mélange gazeux M2, Un moyen de recyclage du méthane issu du mélange gazeux M2 vers l’unité de séparation membranaire, et Un évent permettant l’évacuation du mélange oxygène-hydrogène issu du mélange gazeux M2. Installation selon la revendication 1, caractérisée en ce qu’elle comprend entre l’unité de production du biogaz et l’unité de séparation membranaire un moyen de compression du biogaz. Installation selon la revendication 2, caractérisée en ce que le moyen de compression est un compresseur à vis lubrifié. Installation selon l’une des revendications 1 à 3, caractérisée en ce qu’elle comprend entre l’unité de production du biogaz et l’unité de séparation membranaire une unité permettant d’éliminer au moins en partie le sulfure d’hydrogène et les composés organiques volatils. Installation selon la revendication 4, caractérisée en ce que l’unité permettant d’éliminer au moins en partie le sulfure d’hydrogène et les composés organiques volatils est une unité d’adsorption à pression modulée. Installation selon l’une des revendications 1 à 5, caractérisée en ce que la membrane située sur le flux de mélange gazeux M2 est plus perméable à l’oxygène et à l’hydrogène qu’au méthane. Installation selon l’une des revendications 1 à 6, caractérisée en ce que l’unité de séparation membranaire comprend trois ou quatre étages membranaires. Installation selon la revendication 7, caractérisée en ce que l’unité de séparation membranaire comprend : Un premier étage de séparation par membrane muni d’une première membrane apte à recevoir le flux de biogaz et à fournir un premier perméat et un premier rétentat, ladite première membrane étant plus perméable au dioxyde de carbone qu’au méthane, Un deuxième étage de séparation par membrane muni d’une seconde membrane apte à recevoir un second gaz d’alimentation et à fournir un second perméat et un second rétentat, ladite seconde membrane étant plus perméable au dioxyde de carbone qu’au méthane, et ledit deuxième étage de séparation par membrane étant connecté en série avec le premier étage de séparation par membrane de telle sorte que le premier rétentat constitue le second gaz d’alimentation, Un troisième étage de séparation par membrane muni d’une troisième membrane apte à recevoir un troisième gaz d’alimentation et à fournir un troisième perméat et un troisième rétentat, ladite troisième membrane étant plus perméable au dioxyde de carbone qu’au méthane, et ledit troisième étage de séparation par membrane étant connecté en série avec le premier étage de séparation par membrane de telle sorte que le premier perméat constitue le troisième gaz d’alimentation. Installation selon la revendication 8, caractérisée en ce que l’unité de séparation membranaire peut comprendre un quatrième étage de séparation par membrane muni d’une quatrième membrane apte à recevoir un gaz d’alimentation et à fournir un perméat et un rétentat, ladite quatrième membrane étant plus perméable au dioxyde de carbone qu’au méthane, et ledit quatrième étage de séparation par membrane étant connectée en série avec le troisième étage de séparation par membrane de telle sorte que le troisième rétentat constitue le quatrième gaz d’alimentation. Procédé de production de méthane et de CO2 liquide, mettant en œuvre l’installation telle que définie dans l’une des revendications 1 à 9 et comprenant : Une étape de production de biogaz, Une première étape de séparation membranaire du biogaz de manière à produire du biométhane et un mélange gazeux M1 comprenant majoritairement du dioxyde de carbone, Une étape de distillation cryogénique du mélange gazeux M1 de manière à produire du CO2 liquide et un mélange gazeux M2 comprenant du dioxyde de carbone, du méthane, de l’oxygène et de l’hydrogène, Une deuxième étape de séparation membranaire du mélange gazeux M2 de manière à séparer le méthane du mélange oxygène-hydrogène compris dans le mélange gazeux M2, Une étape de recyclage du méthane issu du mélange gazeux M2 vers l’unité de séparation membranaire, et Une étape d’évacuation du mélange oxygène-hydrogène issu du mélange gazeux M2. Procédé selon la revendication 10, caractérisé en ce qu’il comprend entre les étapes a) et b) une étape de compression du biogaz. Procédé selon l’une des revendications 10 ou 11, caractérisé en ce qu’il comprend entre les étapes a) et b) une étape de pré-purification permettant d’éliminer au moins en partie le sulfure d’hydrogène et les composés organiques volatils. Procédé selon la revendication 12, caractérisé en ce que l’étape de pré-purification est une étape de purification par adsorption. Procédé selon l’une des revendications 10 à 13, caractérisé en ce que l’étape f) est réalisée en continu.