FR 3106138 A1 20210716 FR 2000179 A 20200109 Titre : Digesteur comprenant un système d’injection d’oxygène présentant un moyen tubulaire comprenant une partie en forme de T Installation de production de biogaz au moins partiellement désulfuré comprenant un digesteur et/ou un post-digesteur de biomasse, le digesteur et/ou le post-digesteur comprenant : Une enceinte (1) comprenant la biomasse (2) et le ciel gazeux (3), et Un système d’injection d’un gaz d’oxydation (6) dans le ciel gazeux, caractérisée en ce que le système d’injection comprend un moyen tubulaire (4) comprenant une partie en forme de T dont la barre verticale est placée dans l’axe de symétrie de l’enceinte et la barre horizontale présente des micro-injecteurs (5). Figure de l’abrégé : Fig. 3 Digesteur comprenant un système d’injection d’oxygène présentant un moyen tubulaire comprenant une partie en forme de T La présente invention est relative à une installation et un procédé pour la production de biogaz au moins partiellement désulfuré. Le biogaz est le gaz produit lors de la dégradation de matières organiques en l’absence d’oxygène (digestion 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, par exemple les 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 (CH 4 ) et du dioxyde de carbone (CO 2 ) 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 (H 2 S), 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 CO 2 , 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)… Selon la composition de la biomasse, le biogaz produit lors de la digestion contient du sulfure d’hydrogène (H 2 S) dans des teneurs comprises entre 10 et 50 000 ppm. Quelle que soit la destination finale de valorisation du biogaz, il s’avère indispensable d’éliminer le sulfure d’hydrogène qui est une impureté toxique et corrosive. De plus, si l'utilisation du biogaz consiste à l'épurer pour injecter du biométhane dans le réseau de gaz naturel, des spécifications strictes limitent la quantité de H 2 S autorisée. Plusieurs méthodes d'élimination du H 2 S existent et sont plus ou moins répandues (lits de charbon actif, ajout de composés de fer, absorption physique ou chimique, lavages à l'eau, biofiltres...). L’élimination se fait principalement par adsorption sur lit de charbon actif, à l’extérieur du digesteur. Dans un nombre croissant de digesteurs, l’abattement de l’H2S se fait aussi en partie par injection d’air/air enrichi/O 2 dans le ciel gazeux du digesteur, ce qui constitue une solution in situ. Avec une injection dans le ciel gazeux à faible dose, du soufre solide est formé à partir du H 2 S et O 2 (eq. (1)), réalisée par des bactéries sulfo-oxydantes e.g. Thiobacillus. A haute dose d’O 2 injecté, le milieu est acidifié (eq. (2)). La réaction (1) est donc ciblée. H 2 S + 0.5 O 2 → S + H 2 O (1) H 2 S + 2 O 2 → SO 4 2- + 2 H + (2) Les quantités d'injection d'O 2 nécessaires en pratiques sont différentes de celles attendues par la stoechiométrie de l'éq. (1): des doses de 0.3 - 3% d'O 2 par rapport au biogaz généré sont le plus souvent recommandées, avec des doses jusqu'à 12% qui sont parfois évoquées. Aujourd’hui, l’injection d’air/air enrichi/O 2 in situ n’est pas optimisée et les lits de charbon actif doivent donc être maintenus pour éliminer la totalité du H 2 S. Les solutions existantes consistent à injecter l’air/O2 dans le digesteur avec un seul point d’injection menant potentiellement à une réaction localisée (élimination de sulfure d’hydrogène localisée). En cas de dosage d’oxygène inadéquat, cela peut de plus mener à une accumulation locale d’oxygène non consommé, ce qui est indésirable car (i) le mélange de biogaz et d’oxygène est explosif au-delà d’une certaine limite (ii) l’épuration du biogaz qui contient de l’oxygène est plus complexe (iii) l’oxygène accumulé n’est pas utilisé afin d’abattre le plus possible d’H2S et (iv) des zones aérobies peuvent être créées localement et inhibées la réaction de méthanisation. De plus, le point unique d’injection est placé à l’opposé de la sortie du biogaz. Une part du biogaz peut donc directement être évacuée du digesteur, sans avoir pu réagir avec l’oxygène injecté. Il reste alors contaminé en sulfure d’hydrogène en sortie. En effet, d’après des simulations sur un digesteur représentées aux figures 1 et 2 et [Fig. 2], on voit que le biogaz s’écoule en régime laminaire. Cela confirme que l’oxygène injecté en un point n’est pas brassé dans l’intégralité du ciel gazeux du digesteur, mais est emporté vers la sortie de gaz directement. Ainsi la réaction est localisée. Ceci a été confirmé visuellement puisqu’il a été observé que le soufre solide se formait plutôt sur les surfaces du filet de désulfuration situées en périphérie et moins au centre. Partant de là, un problème qui se pose est de fournir une installation améliorée favorisant l’élimination plus poussée de l’H 2 S. Une solution de la présente invention est une installation de production de biogaz au moins partiellement désulfuré comprenant un digesteur et/ou un post-digesteur de biomasse, le digesteur et/ou le post-digesteur comprenant : Une enceinte 1 comprenant la biomasse 2 et le ciel gazeux 3, et Un système d’injection d’un gaz d’oxydation 6 dans le ciel gazeux, caractérisée en ce que le système d’injection comprend un moyen tubulaire 4 comprenant une partie en forme de T dont la barre verticale est placée dans l’axe de symétrie de l’enceinte et la barre horizontale présente des micro-injecteurs 5. Par « ciel gazeux » on entend l'espace dans le digesteur ou post-digesteur contenant du gaz (par opposition à l'espace qui contient le liquide). La figure 3 est une coupe schématique verticale de l’enceinte du digesteur. Selon le cas, l’installation selon l’invention peut présenter une ou plusieurs des caractéristiques ci-dessous : les micro-injecteurs sont répartis à des intervalles réguliers le long de la barre horizontale du moyen tubulaire. la barre horizontale présente une longueur comprise entre 0,5 fois le diamètre de l’enceinte et 0,9 fois le diamètre de l’enceinte. la barre horizontale comprend au moins 4 micro-injecteurs, de préférence au moins 6, encore plus préférentiellement au moins 8 micro-injecteurs. au moins un micro-injecteur est situé à moins de deux mètres de l’axe de symétrie de l’enceinte. le moyen tubulaire est situé à moins d’un mètre de l’interface ciel gazeux – biomasse. l’installation comprend un filet de désulfurisation placé à l’horizontal et fixé dans la partie supérieure de l’enceinte et le moyen tubulaire est posé sur ledit filet. l’installation comprend un filet de désulfurisation placé à l’horizontal et fixé dans la partie supérieure de l’enceinte et le moyen tubulaire est suspendu à ce filet. le moyen tubulaire est composé d’un matériau résistant à une atmosphère humide et corrosive. L’installation selon l’invention permet de répartir les doses du gaz d’oxydation injectées dans l’ensemble du digesteur, de manière plus homogène. Ainsi les réactions ne seront plus localisées, permettant de mieux abattre la globalité du sulfure d’hydrogène. De plus cette répartition plus homogène du gaz d’oxydation dans le ciel gazeux du digesteur permet une optimisation de la quantité d’oxygène utilisé, et de réduire sa consommation. Dans le cas d’injection de l’air ou de l’air enrichi, la quantité d’azote dans le biogaz sera donc minimale. La présente invention a également pour objet un procédé de production de biogaz au moins partiellement désulfuré mettant en œuvre une installation selon l’invention, comprenant : L’injection de biomasse dans le digesteur ; L’injection d’un gaz d’oxydation dans le ciel gazeux du digesteur via le système d’injection du gaz d’oxydation ; et Le brassage de la biomasse. De préférence le débit d’injection du gaz d’oxydation sera compris entre 0,3 et 3% du volume de biogaz produit. Notons que le gaz d’oxydation pourra être de l’oxygène ou de l’air ou de l’air enrichi. Par air enrichi on entend de l’air présentant une teneur en oxygène plus élevée que la teneur en oxygène habituellement comprise dans l’air. La solution selon l’invention permet d’obtenir un flux de biogaz comprenant moins de 200 ppm de sulfure d’hydrogène. L’invention permet de réduire le coût d’épuration du sulfure d’hydrogène du biogaz de façon efficace sans besoin complexe en ingénierie. Installation de production de biogaz au moins partiellement désulfuré comprenant un digesteur et/ou un post-digesteur de biomasse, le digesteur et/ou le post-digesteur comprenant : Une enceinte (1) comprenant la biomasse (2) et le ciel gazeux (3), et Un système d’injection d’un gaz d’oxydation (6) dans le ciel gazeux, caractérisée en ce que le système d’injection comprend un moyen tubulaire (4) comprenant une partie en forme de T dont la barre verticale est placée dans l’axe de symétrie de l’enceinte et la barre horizontale présente des micro-injecteurs (5). Installation selon la revendication 1, caractérisée en ce que les micro-injecteurs sont répartis à des intervalles réguliers le long de la barre horizontale du moyen tubulaire. Installation selon l’une des revendications 1 ou 2, caractérisée en ce que la barre horizontale présente une longueur comprise entre 0,5 fois le diamètre de l’enceinte et 0,9 fois le diamètre de l’enceinte. Installation selon l’une des revendications 1 à 3, caractérisée en ce que la barre horizontale comprend au moins 4 micro-injecteurs, de préférence au moins 6, encore plus préférentiellement au moins 8 micro-injecteurs. Installation selon l’une des revendications 1 à 4, caractérisée en ce qu’au moins un micro-injecteur est situé à moins de deux mètres de l’axe de symétrie de l’enceinte. Installation selon l’une des revendications 1 à 5, caractérisée en ce que le moyen tubulaire est situé à moins d’un mètre de l’interface ciel gazeux – biomasse. Installation selon l’une des revendications 1 à 6, caractérisée en ce qu’elle comprend un filet de désulfurisation placé à l’horizontal et fixé dans la partie supérieure de l’enceinte et le moyen tubulaire est posé sur ledit filet. Installation selon l’une des revendications 1 à 6, caractérisée en ce qu’elle comprend un filet de désulfurisation placé à l’horizontal et fixé dans la partie supérieure de l’enceinte et le moyen tubulaire est suspendu à ce filet. Installation selon l’une des revendications 1 à 8, caractérisée en ce que le moyen tubulaire est composé d’un matériau résistant à une atmosphère humide et corrosive. Procédé de production de biogaz au moins partiellement désulfuré mettant en œuvre une installation selon l’une des revendications 1 à 9, comprenant : L’injection de biomasse dans le digesteur ; L’injection d’un gaz d’oxydation dans le ciel gazeux du digesteur via le système d’injection du gaz d’oxydation ; et Le brassage de la biomasse. Procédé selon la revendication 10, caractérisé en ce que le gaz d’oxydation est de l’oxygène ou de l’air ou de l’air enrichi.