INPI-France/Brevets-Francais-2024-Chunked huggingface dataset:
Le combustible peut comprendre un hydrocarbure saturé, un hydrocarbure insaturé et/ou du dihydrogène ce qui permet de substituer le diazote avec un agent de combustion permettant de simplifier le travail du dispositif 19 de traitement des gaz refoulés et donc de le rendre plus efficace. Un alcane comme le méthane (CH4) déjà utilisé dans les dispositifs 19 de traitement de gaz refoulés à brûleur peut être une solution pour utiliser une source unique de combustible pour les dispositifs 5 de dilution et 19 de traitement de gaz refoulés à brûleur. Il est également possible d’utiliser un mélange d’hydrocarbures tel que du gaz de pétrole liquéfié (GPL) comprenant, par exemple, un mélange de propane (C3H8) et de butane (C4H10). On comprend également que la surconsommation de combustible qui était nécessaire à la combustion dans le dispositif 19 de traitement des gaz refoulés à cause d'un mélange trop dilué au diazote est remplacée par une sous-consommation de combustible car le fluide de dilution est réutilisé pour la combustion. En outre, par la diminution du taux de diazote, la production d’oxydes d’azote du dispositif 19 de traitement des gaz refoulés à brûleur est également diminuée.
Dans le cas du dihydrogène, l’efficacité thermique (d’une conductivité thermique de 24 mW/m/K à une conductivité thermique de 187 mW/m/K) est nettement améliorée pour les dispositifs 3 de pompage et 19 de traitement des gaz refoulés. Le méthane permet également d’améliorer l’efficacité thermique (d’une conductivité thermique de 24 mW/m/K à une conductivité thermique de 30 mW/m/K). En effet, un rotor de pompe à vide 4 primaire est très souvent beaucoup plus chaud que le stator 10 (car ces deux parties ne se touchent pas, et seul le stator est refroidi). Le refroidissement du rotor est en majeure partie effectué par conduction thermique avec les gaz présents. En remplaçant le diazote par du méthane, l'efficacité de refroidissement du rotor sera augmentée, limitant les phénomènes liés aux dilatations (touches mécaniques, grippages), et favorisant également le réchauffement du stator 10 par conduction thermique gazeuse.
Avantageusement selon l'invention, suivant les gaz à pomper, le diazote peut continuer à être utilisé en combinaison avec un autre fluide, c'est-à-dire notamment avec un composé comportant de l’oxygène, un composé comportant du fluor et/ou un combustible présenté plus haut. Typiquement, une injection conjointe de diazote et d’air, de diazote et d’eau ou de diazote et de méthane peut être envisagée, chaque fluide de dilution pouvant être injecté selon des flux indépendants ou non et à des endroits identiques ou non sans sortir du cadre de l’invention.
Selon une variante, une mise à disposition occasionnelle de diazote pourrait être envisagée. En temps normal, le diazote ne serait pas utilisé et, en cas de problème détecté (taux d'oxygène dangereux mesuré par un détecteur monté dans la sortie de refoulement 7 par exemple), il pourrait être utilisé comme agent de dilution instantané afin de diluer rapidement le mélange sous un seuil maximal de sécurité par injection dans au moins un étage 11a, 11b, 11c, 11d, 11e, 11f de pompage et typiquement dans le dernier étage 11f de pompage.
Typiquement, les injections d’air, de vapeur d’eau, d’eau liquide en suspension, d’eau solide en suspension ou de méthane dans les étages à pression inférieure à trois cents millibars ne constituent pas un danger d’inflammation pour ces étages car la pression qui y règne est trop faible. Par contre, les injections dans les étages à une pression supérieure à trois cents millibars doivent être calculées pour ne pas représenter de risques notamment pour rester éloigné du taux limite inférieure d’explosivité (LIE) et/ou de la concentration minimale en oxygène (CMO) pour la dilution obtenue afin qu’aucune inflammation ne soit possible et ainsi qu’aucune sur-explosion ne soit induite dans la pompe à vide 4 primaire.
À titre d’exemple, les limites basse (LIE) et haute (LSE) d'explosivité du méthane sont de 5 % et 15 % respectivement. Il faudra donc s'assurer qu'un volume suffisant de méthane assure une concentration finale (en sortie de pompe à vide 4 primaire) de plus de 15 % afin d'être dans des conditions non inflammables. Par exemple, si les flux de gaz de procédé sont de 50 slm (litre par minute en conditions normales de température et de pression), une injection globale de méthane de 10 slm donnera une concentration finale de 16 %, c'est-à-dire éloigné de la limite haute d’explosivité de 15 %. Globalement, une injection de méthane supérieure à un cinquième des flux entrant assurera une concentration finale supérieure à 15 %.
L’unité 13 de contrôle assistée d’un détecteur du flux de gaz en amont de l’entrée d’aspiration 6 de la pompe à vide 4 primaire permet donc de sélectivement commander le flux de dilution en fonction du flux de gaz amont détecté, du fluide de dilution et d’une base de données établie à l’avance regroupant les valeurs précédentes (flux amont détecté, fluide de dilution, flux minimal ou maximal de fluide de dilution à respecter pour rester en pompage sécurisé, etc.) permettant de rester dans des conditions de pompage sans risques. Généralement, pour des raisons de dilution, les flux utilisés lors de l'injection de diazote sont bien supérieurs (entre 50 et 100 slm) ce qui permet avantageusement selon l'invention une consommation moindre de matière en comparaison par exemple à une dilution au méthane et, incidemment, un coût d’exploitation plus faible.
Aussi, la présente divulgation est relative à un dispositif de détection d’une perte sanguine convenant pour une détection d’une perte sanguine lors d’une hémodialyse.
Le dispositif de détection comprenant : - une armature 2 comprenant un fond 20 et deux bords relevés 21,22, s’étendant en parallèle suivant une direction longitudinale, - une bande souple 3, telle qu’une bande textile, perméable au sang, comprenant deux bords longitudinaux 31,32, solidarisés aux deux bords relevés respectivement par des moyens de fixation, la bande souple étant configurée pour soutenir un membre supérieur d’un utilisateur tel que le bras et/ou l’avant-bras, en le maintenant à distance et au-dessus du fond de l’armature, - un module de détection de perte sanguine, comprenant un circuit électrique 4, agencé entre le fond 20 de l’armature et la bande souple 3, à distance de la bande souple 3, le circuit électrique 4 configuré pour détecter une perte sanguine lorsque la perte sanguine traverse la bande souple, perméable au sang, et est transférée notamment par gravité sur les pistes du circuit électrique 4.
Le dispositif de détection selon la présente divulgation permet de surveiller les pertes sanguines d’un patient, le membre supérieur soutenu par le dessous, alors que le point de ponction de l’hémodialyse, situé sur le dessus, est laissé libre, non masqué par la bande souple, permettant avantageusement la surveillance par le personnel médical des abords artério-veineux (ou les abords veino-veineux).
Selon un mode de réalisation revendiqué, les moyens de fixation comprennent : - un premier moyen de fixation 5, configuré pour maintenir les bords longitudinaux 31,32 de la bande souple 3 sur une première portion longitudinale P31 de la bande souple ; - un deuxième moyen de fixation 6, configuré pour maintenir les bords longitudinaux de la bande souple sur une deuxième portion longitudinale P32 de la bande souple, - des moyens d’articulation 7 entre le premier moyen de fixation 5 et le deuxième moyen de fixation 6, configurés pour passer la bande souple 3 d’une première position P1 jusqu’à deuxième positon P2 pliée stable, distincte de la première position.
Selon un tel mode de réalisation, les bords longitudinaux 31,32 de la première portion longitudinale P31 de la bande souple sont contenus dans un premier plan PL1 et les bords et les bords longitudinaux 31,32 la deuxième portion longitudinale P32 de la bande souple sont contenus dans un deuxième plan PL2, le premier plan PL1 et le deuxième plan PL2 inclinés l’un par rapport à l’autre d’un angle d’inclinaison α qui est supérieur dans la deuxième position P2 par rapport à l’angle d’inclinaison α éventuellement nul dans la première position P1.
Ainsi, la illustre la première position P1 de la bande souple pour laquelle l’angle α peut être nul à savoir que la première position P1 stable peut être éventuellement une position plane pour laquelle les bords longitudinaux 31,32 de la première portion longitudinale P31 de la bande souple 3 et les bords longitudinaux de la deuxième portion longitudinale P32 de la bande souple 3 sont coplanaires, comme illustré à titre indicatif à la .
La illustre le dispositif de détection dans sa deuxième position pliée P2, inclinée dudit angle d’inclinaison α qui est supérieur à celui de la première position P1. L’angle α dans la deuxième position pliée P2 est compris entre 10° et 90°, par exemple entre 30° et 60°, par exemple 45°, tel que par exemple 30°, 60° et 90°.
Les moyens d’articulation 7, ainsi configurés pour passer la bande souple 3 de la première position P1 à la deuxième position pliée P2, améliorent l’ergonomie par rapport à l’enseignement de l’état de la technique selon WO2015075353 (A1) en permettant d’adapter le soutien de la bande souple à la pliure du coude du membre supérieur.
En particulier, et dans la deuxième position pliée P2 de la bande souple l’avant-bras et le bras du membre supérieur de l’utilisateur peuvent être respectivement supportés par la première portion longitudinale P31 de la bande souple (supportant par exemple l’avant-bras) et la deuxième portion longitudinale P32 de la bande souple (supportant par exemple le bras), et même lorsque le coude est plié, tel que rencontré en particulier dans une position assise du patient.
La première position plane P1 peut être au contraire adaptée dans d’autres configurations de supportage du membre supérieur, et par exemple lorsque le membre supérieur du patient est entièrement déplié, tel que rencontré en particulier dans une position couchée du patient.
Selon un mode de réalisation, les moyens de fixation comprennent deux gorges d’accrochage 51,52 du premier moyen de fixation 5 et deux gorges d’accrochage 61,62 du deuxième moyen de fixation 6.
Les deux bords longitudinaux 31,32 de la bande souple 3 comprennent respectivement deux bourrelets BR, de dimension supérieure à l’entrée de gorge. Les gorges d’accrochage 51,52 ; 61,62 et les bourrelets BR sont alors configurés pour autoriser la mise en place de la bande souple, en enfilant les bourrelets BR dans les gorges d’accrochage 51,52 ; 61,62 du premier moyen de fixation 5 et du deuxième moyen de fixation 6, à partir de deux embouchures aux extrémités longitudinales des gorges d’accrochage. Le retrait de la bande souple s’effectue par extraction des bourrelets des gorges d’accrochage.
Selon un mode de réalisation, le premier moyen de fixation 5 comprend deux bras de fixation 53,54 articulés respectivement aux bords relevés 21,22 de l’armature via une première liaison pivot 70 des moyens d’articulation 7, bras de fixation 53,54 le long desquels sont fixés les bords longitudinaux de la première portion P31 de bande souple notamment via une gorge d’accrochage 51 du premier bras 53 et via une gorge d’accrochage 52 du deuxième bras 54.
Les bras 53,54 sont configurés pour passer d’une position stable rétractée, repliés contre les bords relevés 21,22 de l’armature dans la première position P1, éventuellement plane jusqu’à une position déployée où les bras 53,54 sont inclinés par rapport aux bords relevés de l’armature 2 dans la deuxième position P2, pliée, stable, en particulier dudit angle d’inclinaison α.
Alternativement ou additionnement, le deuxième moyen de fixation 6 comprend deux bras de fixation 63,64 respectivement, articulés aux bords relevés 21, 22 de l’armature via une liaison pivot en particulier une deuxième liaison pivot 71 des moyens d’articulation 7, bras de fixation 63,34 le long desquels sont fixés les bords longitudinaux de la deuxième portion P32 de bande souple, notamment via une gorge d’accrochage 61 du premier bras 63 et via une gorge d’accrochage 62 du deuxième bras 64.
Les bras 63,44 sont configurés pour passer d’une position stable rétractée repliés contre les bords relevés 21,22 de l’armature dans la première position P1, éventuellement, plane jusqu’à une position déployée, où les bras 63,64 sont inclinés par rapport aux bords relevés 21,22 de l’armature dans la deuxième position P2, pliée, stable, en particulier dudit angle d’inclinaison α.
Description détaillée de l’invention Les procédés catalytiques de raffinage du pétrole visent à transformer les hydrocarbures présents dans le pétrole en composés appropriés pour la formulation de produits finis, tels que carburants, intrants pétrochimiques et autres.
Le procédé de craquage catalytique (FCC) vise à convertir les fractions pétrolières lourdes dans la gamme du diesel et des résidus sous vide en molécules réparties sur une large gamme de nombre d’atomes de carbone, pour obtenir des flux dans la gamme du gaz de pétrole liquéfié (GPL), du naphta ou de l’essence, du kérosène, du diesel et du mazout. Le procédé est réalisé en présence de catalyseurs spécifiques, comprenant typiquement des matériaux microcristallins ou des zéolites, des liants, de l’alumine et des métaux promoteurs. Différents types de zéolites peuvent être utilisés dans ce procédé, les types les plus courants étant les FAU et MFI.
Le co-traitement de flux renouvelables dans le FCC est connu dans la documentation technique, permettant la production de carburants à contenu renouvelable. Le co-traitement de matières lignocellulosiques résiduelles par des bio-huiles de pyrolyse rapide est présenté dans la demande de brevet BR102016003995-9, pour des teneurs en bio-huile comprises entre 0 et 30%. Le carbone renouvelable est distribué dans toutes les fractions du procédé, c’est-à-dire, le gaz résiduel, le GPL, le naphta, l’huile légère recyclée (Light Recycled Oil, LCO) et l’huile lourde recyclée (Heavy Recycled Oil, HCO), en plus du coke déposé sur le catalyseur et brûlé dans le régénérateur. Dans cette étape, une partie du carbone renouvelable est utilisée pour générer de l’énergie pour le procédé proprement dit, étant émis sous forme de CO 2 , ce qui contribue à la réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES) de source fossile dans les opérations de raffinage. Le co-traitement des triglycérides avec du carburant diesel de source fossile dans des unités de FCC est également connu (Brevet BR 10 2020 016971-8), qui conduit également à la formation de produits contenant principalement des composés de source fossile et une fraction de composés de source renouvelable, selon la teneur en charge renouvelable traitée et les rendements de chaque produit du procédé. Les fractions obtenues dans le procédé de FCC, qu’elles contiennent ou non du contenu renouvelable par co-traitement, ne sont pas adaptées à la production directe de kérosène d’aviation car elles ont une teneur très élevée en aromatiques et en oléfines, qui ne sont pas correctement corrigés dans les procédés de raffinage ultérieurs.
La présente invention prévoit le traitement d’une charge 100% renouvelable dans des unités de FCC, une charge comprenant des triglycérides de source végétale et animale, des acides gras libres, des esters d’acides gras, des cétones, des alcools et des aldéhydes à longue chaîne, en utilisant un catalyseur et des conditions de fonctionnement appropriées afin d’obtenir des produits 100% renouvelables ayant une teneur élevée en composés aromatiques, dans la gamme du naphta, du kérosène, du diesel et du gasoil lourd. Une approche préférée du procédé comprend le traitement d’huiles végétales, notamment les huiles végétales usagées telles que l’huile de soja, de tournesol, de palme, de coton, citées à titre d’exemples mais sans se limiter à ces espèces. Dans une autre approche préférée, le traitement de graisses animales vierges ou usagées, telles que le suif de bœuf, la graisse de volailles, de porc, de poissons ou d’algues, est utilisé. Une autre approche préférée envisage le traitement de flux riches ou purs en acides gras contenant entre 10 et 22 atomes de carbone, ainsi que les esters méthyliques et éthyliques respectifs. L’utilisation d’un catalyseur de craquage contenant une ou plusieurs zéolites de faible diamètre (MFI ou équivalent) est importante pour l’obtention de teneurs élevées en composés aromatiques, convenant aux fins de cette invention, par opposition aux catalyseurs contenant des zéolites de porosité moyenne ou grande, ou des zéolites mésoporeuses qui favorisent la formation de composés oléfiniques et paraffiniques, ne convenant pas à l’objet de cette invention.
Les produits ainsi obtenus, ayant une teneur élevée en aromatiques, sont fractionnés selon la plage de distillation et leur application dans des mélanges de carburants, tels que l’essence, le kérosène, le diesel ou le mazout renouvelable, ou peuvent être fractionnés sélectivement pour obtenir des flux riches en composés d’intérêt pour l’application pétrochimique, tels que le benzène, le toluène, les xylènes, le para-xylène, l’éthylbenzène, et les composés analogues, ou des solvants pour l’application dans l’industrie chimique.
La fraction obtenue dans le procédé de FCC 100% renouvelable contient des composés dans la plage de distillation du kérosène, entre 90 et 310°C, de préférence, entre 90 et 210°C, contenant des composés ayant 7 à 14 atomes de carbone, de préférence, entre 7 et 10 atomes de carbone, et ayant une structure principalement aromatique, de préférence, alkylaromatique. Ce flux renouvelable, ayant une teneur élevée en composés aromatiques, est mélangé avec un flux de source fossile, distillé à partir du pétrole ou dérivé du raffinage du pétrole dans des procédés de craquage, de cokéfaction retardée ou d’hydrocraquage, avec une plage de distillation comprise entre 90 et 310°C, de préférence, entre 130 et 260°C. Cette charge mixte est co-traitée dans des unités d’hydrotraitement, en particulier en présence d’hydrogène et d’un catalyseur approprié, générant un produit hydrogéné qui répond aux propriétés du kérosène d’aviation conformément à la norme ASTM D1655. En particulier, le flux contenant les composants renouvelables de nature aromatique maintient le point de congélation du mélange final en dessous de la valeur spécifiée (< - 40°C), pour des niveaux allant jusqu’à 10% de contenu renouvelable.
Cette approche permet la production de kérosène d’aviation à contenu renouvelable allant jusqu’à 10% et un point de congélation donné, par co-traitement dans des unités de HDT. Elle présente aussi l’avantage de niveaux plus élevés de contenu renouvelable dans le kérosène d’aviation de co-traitement, par rapport au co-traitement d’huiles et de graisses dans le HDT de kérosène, qui est généralement limité à 0,5-1% en vol.
Le procédé de production de kérosène d’aviation durable est réalisé à partir de flux riches en composés aromatiques de sources renouvelables, par co-traitement de charges mixtes de flux de kérosène fossile et de flux renouvelable, où le flux renouvelable est riche en composés aromatiques et est obtenu par conversion d’huiles végétales, de graisses animales et/ou d’esters d’acides gras dans une unité de craquage catalytique. Ce mélange est homogénéisé et introduit dans un réacteur de HDT en présence d’hydrogène haute pression et de catalyseur sulfure de NiMo supporté sur alumine, à une pression de 40 à 45 bar, une température comprise entre 300 et 330°C et une vitesse spatiale de 3,5 à 4,0 h -1 . La charge mixte peut contenir de 0 à 10% en vol. de flux bioaromatique dilué dans du kérosène fossile.
Une autre approche de cette invention consiste à combiner des flux aromatiques générés dans le FCC avec un catalyseur sélectif et une charge 100% renouvelable, contenant des triglycérides, des acides gras libres, des esters d’acides gras, des cétones, des alcools et des aldéhydes à longue chaîne, avec le procédé de production de carburant d’aviation biokérosène et de diesel renouvelable par le biais de la voie d’hydrogénation d’esters d’acides gras (HEFA, Hydrogenation of esters of fatty acids). La voie HEFA produit un biokérosène paraffinique pratiquement exempt de composés aromatiques (< 0,5% conformément à la norme ASTM D7566). En raison du fait qu’ils contiennent une teneur élevée en paraffine, ces composés doivent être transformés en isoparaffines pour réduire le point de congélation (-40°C selon la norme ASTM D7566) par le biais de procédés d’hydroconversion et d’hydrodéparaffinage. Ce biokérosène doit être ajouté au kérosène fossile dans une proportion allant jusqu’à 50% en vol. pour atteindre, dans le mélange final, une teneur minimale en aromatiques de 8% (exigée par la norme ASTM D1655). Selon la présente invention, la fraction riche en aromatiques obtenue dans le FCC de la charge 100% renouvelable contenant des triglycérides, des acides gras libres, des esters d’acides gras, des cétones, des alcools et des aldéhydes à longue chaîne avec un catalyseur sélectif, cette fraction ayant une plage de distillation comprise entre 30 et 450°C, de préférence, entre 50 et 350°C, est mélangée et co-traitée avec la charge de triglycérides et d’acides gras dans une unité d’hydrogénation de la voie HEFA, pour obtenir un produit qui contient dans sa composition les paraffines d’origine et les isoparaffines issues du procédé de HEFA et les aromatiques issus du flux aromatique du procédé de FCC. Cette approche permet d’obtenir du biokérosène 100% renouvelable, avec une composition en aromatiques au-dessus des 8% requis par la norme ASTM D1655, sans qu’il soit nécessaire d’ajouter du carburant fossile. La présence de composés aromatiques dans la charge de l’unité de HEFA favorise également l’obtention de produits ayant un point de congélation plus faible, avec moins de sévérité dans les étapes d’hydroconversion et d’hydro-isomérisation et un rendement plus élevé en kérosène d’aviation renouvelable.
La présente invention décrit un procédé de production de kérosène d’aviation durable à partir d’un flux riche en composés aromatiques provenant d’une source renouvelable pour produire du biokérosène d’aviation 100% renouvelable par co-traitement d’une alimentation mixte contenant du diesel renouvelable, de l’huile végétale et un flux bioaromatique. Ce mélange est homogénéisé et introduit dans un réacteur d’hydroconversion en présence d’hydrogène haute pression et d’un système catalytique comprenant 50 à 70% en vol. de catalyseur d’hydrogénation et 30 à 50% en vol. de catalyseur d’hydroconversion, à une pression de 40 à 43 bar, une température de 330 à 350°C et une vitesse spatiale de 1,5 à 2,5 h -1 . La charge mixte peut contenir de 60 à 70%m de diesel renouvelable, de 20 à 30%m d’huile végétale et de 0 à 10%m de bioaromatiques.
Les catalyseurs d’hydrogénation peuvent être choisis parmi: les sulfures de NiMo, CoMo, NiW ou Mo supportés sur alumine, alumine modifiée, silice ou silice-alumines et les catalyseurs d’hydroconversion sont à base de NiMo, NiW, Ni, Pt, Pd, PtPd préparés avec des supports contenant de la zéolite Y, Bêta, ZSM-5, ZSM-22, SAPO-11, entre autres.
Les exemples suivants sont présentés afin d’illustrer plus en détail la nature de la présente invention et la manière de la mettre en œuvre, sans pour autant être considérés comme étant limitatifs de son contenu
Exemple 1: Kérosène fossile, flux aromatique renouvelable de FCC, huile de soja et huile de palmiste.
Un flux de kérosène a été utilisé comme alimentation fossile, dont le fractionnement a été préalablement ajusté pour obtenir un point de congélation inférieur à la spécification de la norme ASTM D1655 (-59,7°C). Les propriétés de ce flux sont présentées dans le Tableau 2, conjointement avec les propriétés des produits hydrogénés.