INPI-France/Brevets-Francais-2024-Chunked huggingface dataset:
La portion de détection 10 est réalisée à base de germanium, c’est-à-dire que le ou les matériaux semiconducteurs sont du germanium ou un composé (binaire ou ternaire…) formé d’au moins le germanium. Ainsi, la portion de détection 10 peut être réalisée, par exemple, en germanium Ge, en silicium germanium SiGe, en germanium étain GeSn, voire en silicium germanium étain SiGeSn. Elle peut ainsi être réalisée en le même matériau semiconducteur et présenter des régions de différents types de conductivité (homojonction) de manière à former une jonction pn ou pin. Elle peut en variante être un empilement de sous-couches de différents matériaux semiconducteurs (hétérojonction), lesquels sont alors formés à base de germanium.
La portion de détection 10 comporte une région intermédiaire 13, non intentionnellement dopée (avec un éventuel dopage résiduel de type p) ou légèrement dopée p. La région intermédiaire 13 s’étend entre les faces F1 et F2, ainsi que dans le plan XY, et forme la région principale d’absorption du rayonnement lumineux à détecter.
On définit une zone centrale Zc de la région de détection 10 comme étant le lieu principal d’absorption du rayonnement lumineux à détecter. Cette zone centrale Zc est avantageusement délimitée dans le plan XY par un cache optique située du côté de la face F1 ou F2 qui reçoit le rayonnement lumineux à détecter. De préférence, le rayonnement lumineux à détecter est incident du côté de la face inférieure F2 (dite face avant), les régions dopées inférieures 12 peuvent alors former ce cache optique et ainsi participer à définir la fenêtre optique du démodulateur 1, en particulier lorsqu’elles sont dopées de type p au bore (modulation), comme expliqué plus bas.
Les régions dopées supérieures 11 sont donc ici des régions dopées de type n, de préférence dopées n+. Elles sont adaptées à collecter les porteurs minoritaires photogénérés (photocourant) issus de l’absorption du rayonnement lumineux à détecter dans la zone centrale Zc de la portion de détection 10 (dans la région intermédiaire 13), via le potentiel électrique qui leur est imposé par les électrodes de collection C1 et C2. Elles sont ici dopées n+, et peuvent présenter un dopage pouvant être compris entre 5×10 18 et 2×10 20 at/cm 3 environ.
Les régions dopées supérieures 11 affleurent la face supérieure F1 et sont situées à proximité de la zone centrale Zc. Par affleurer, on entend « arriver au niveau de », ou « s’étend à partir de ». Elles s’étendent suivant l’axe vertical Z sur une profondeur prédéfinie. Aussi, chaque région dopée supérieure 11 est ici entourée dans le plan XY et suivant la direction -Z par la région intermédiaire 13. Elle débouche directement sur la face supérieure F1, sans être espacée de celle-ci par une zone de la région intermédiaire 13.
Le POE est facile à mettre en forme, a une bonne tenue mécanique et une stabilité thermique bien au-dessus de 100°C, contrairement aux électrolytes liquides à base de carbonates.
Cependant, le POE ne fonctionne qu’à une haute température de 80°C et sa fenêtre de stabilité en potentiel est réduite, allant de 0 à 3,8V vs Li+/Li, ce qui limite son utilisation comme séparateur mais aussi comme liant polymérique d’électrode, lorsqu’il est utilisé face à des matériaux actifs à haut potentiel. Ceci empêche l’utilisation de matériaux de cathode à haut potentiel, limitant la densité d’énergie de telles cellules.
Ainsi, il existe un besoin de développer de nouveau matériaux pour batterie tout solide permettant de surmonter les inconvénients mentionnés ci-dessous.
L’invention a donc pour but de remédier à ces inconvénients et de proposer un matériau pour batterie tout solide lithium-ion conférant une stabilité électrochimique en potentiel améliorée et permettant un fonctionnement à une température inférieure à 80°C.
Il est donc proposé un ensemble pour batterie lithium-ion, comprenant un électrolyte et une électrode, l’électrolyte comprenant du poly(acrylonitrile-co-méthyl acrylate) et du sel de lithium et/ou l’électrode incorporant un liant polymérique comprenant du poly(acrylonitrile-co-méthyl acrylate) et du sel de lithium.
Dans un premier mode de réalisation, l’électrolyte comprend du poly(acrylonitrile-co-méthyl acrylate) et du sel de lithium.
L’intégration de PAN-co-MA permet d’obtenir une stabilité en potentiel au-delà de 4,5V vs Li/Li + face à du lithium métal.
Dans un deuxième mode de réalisation, le liant polymérique de l’électrode comprend du poly(acrylonitrile-co-méthyl acrylate) et du sel de lithium.
L’intégration de PAN-co-MA dans l’électrode n’entraîne pas de réactions parasites et permet un bon maintien de l’électrode. Son utilisation est adaptée comme liant pour électrode.
Dans un troisième mode de réalisation, l’électrolyte et le liant polymérique de l’électrode comprennent du poly(acrylonitrile-co-méthyl acrylate) et du sel de lithium.
L’intégration simultanée de PAN-co-MA dans l’électrode et dans l’électrolyte d’une batterie tout solide lithium-ion est particulièrement avantageuse.
Il a été constaté que le composé poly(acrylonitrile-co-méthyl acrylate) (PAN-co-MA) permet un fonctionnement de la batterie tout solide au lithium à température ambiante, et présentant une large fenêtre de stabilité en potentiel, rend possible l’utilisation de matériaux de cathode à haut potentiel. De plus, la densité d’énergie de cellules intégrant ce composé polymérique est élevée.
L’invention se rapporte à un ensemble pour batterie lithium-ion, comprenant un électrolyte et une électrode, l’électrolyte comprenant du poly(acrylonitrile-co-méthyl acrylate) et du sel de lithium et/ou l’électrode incorporant un liant polymérique comprenant du poly(acrylonitrile-co-méthyl acrylate) et du sel de lithium.
L’ensemble pour batterie lithium-ion selon l’invention peut être incorporé dans une cellule de batterie lithium-ion tout solide ou semi-solide.
Dans le domaine aérien, il existe un système le FMS capable de calculer des prédictions de consommation de carburant.
L’alimentation électrique des aéronefs étant nouvelle, le problème est anticipé de façon empirique, tout d’abord en estimant la consommation horaire moyenne et la vitesse moyenne, ce qui déterminait un temps de vol et une distance de franchissement grossière et souvent conservative. En outre, cela crée le besoin de fonction de secours permettant d’interrompre le vol et poser l’aéronef en urgence.
Il existe un document EP 3 104 122 A1 qui adresse un système de calcul de prédictions de consommation électrique mais sans aborder le problème de la modélisation de la batterie source d’énergie.
Il n’existe pas de fonction de d'observation/d'alerte basé sur des prédictions électriques (faute de fiabilité de ces prédictions de consommation électrique).
De même, il n’existe pas d’optimisation de la gestion de trajectoire basée sur des prédictions de consommation électrique.
Les capacités actuelles de prédictions de consommation électriques pour un mobile ne sont pas précises en l’absence de modélisation détaillée de consommation électrique. Si elles sont acceptables pour un mobile terrestre, elles sont incompatibles avec les besoins d’un mobile aérien ou aéronef.
L'estimation empirique fait donc qu’un drone n’est aujourd’hui exploité qu’avec une grosse marge de sécurité ce qui n'est vraiment pas optimal.
Dans l'état de l'art, aucune solution n’existe pour envisager une planification et une gestion du vol optimisée en fonctionnement électrique.
Il est proposé, selon un aspect de l'invention, un procédé de modélisation et de prédiction de la consommation électrique d'un aéronef comprenant au moins un moteur électrique, le long d'un plan de vol comprenant les étapes suivantes : charger le plan de vol ; effectuer un calcul, mis à jour en temps réel, de prédiction de la consommation électrique de l'aéronef sur tous les points du plan de vol jusqu'à destination, dans lequel : on calcule une trajectoire 2D ou 3D à N segments restant à voler à partir des N+1 points de passage du plan de vol restant à voler et de paramètres de fonctionnement et de l'environnement extérieur de l'aéronef ; on effectue itérativement, sur chaque segment i des N segments successifs de la trajectoire restant à voler : une estimation de la consommation d'énergie électrique consommée sur le segment courant i à partir d'une modélisation prédéterminée ; et on ajoute l'estimation de la consommation d'énergie électrique consommée sur le segment courant i à l'estimation de la consommation estimée sur l'ensemble des segments précédents.
Selon un mode de mise en œuvre, la modélisation prédéterminée d'estimation de la consommation d'énergie électrique consommée sur un segment de trajectoire par l'aéronef dépend d'une puissance nécessaire estimée ("Compute Thrust Setting") d'alimentation du ou des moteurs électriques.
Dans un mode de mise en œuvre, la modélisation prédéterminée d'estimation de la consommation d'énergie électrique consommée sur un segment de trajectoire par l'aéronef est le résultat d’une synthèse statistique de données de vols enregistrées, vols durant lesquels l’aéronef parcourt des segments spécifiques prédéfinis (palier, pentes constantes en montée ou descente, avec vitesse constante ou en accélération ou décélération) à différents régimes de puissance moteur, selon des conditions météorologiques préalablement définies (sans et avec vent de différentes intensités et directions, température variable haute ou basse).
Selon un mode de mise en œuvre, les données de vol comprennent l'altitude de l'aéronef, et/ou la température statique de l’aéronef, et/ou la vitesse de l'aéronef, et/ou une puissance moteur alimentant des systèmes électriques autres que le moteur électrique.
Dans un mode de mise en œuvre, la puissance nécessaire estimée d'alimentation du ou des moteurs électriques est le résultat d’une synthèse statistique de données de vols enregistrées, vols durant lesquels l’aéronef parcourt des segments spécifiques prédéfinis à différents régimes de puissance du moteur électrique, selon des conditions météorologiques prédéfinies.
Selon un mode de mise en œuvre, le procédé comprend une étape de calcul périodique mis à jour en temps réel, de l'énergie électrique restante en soustrayant à l'énergie électrique disponible la prédiction de consommation électrique jusqu'à destination.
Dans un mode de mise en œuvre, le procédé comprend une étape périodique de monitorage ou surveillance de l'énergie électrique restante, et une levée d'une alerte lorsque ladite énergie électrique restante est inférieure à un seuil limite de compatibilité avecl'objectif du plan de vol*.
Selon un mode de mise en œuvre, le procédé comprend une étape d'optimisation de paramètres de fonctionnement ou d'environnement de l'aéronef, comprenant l'altitude et/ou la vitesse de l'aéronef et/ou le vent et/ou la température environnante, à partir de la prédiction de consommation électrique de l'aéronef jusqu'à destination, dépendant de paramètres météorologiques
Les pertes thermiques de la pompe 7 sont généralement proportionnelles au débit D de fluide pompé. Ainsi, régler le débit pompé au minimum permet de maximiser la puissance froide disponible (cf. ).
Il y a donc un optimum d’efficacité entre le débit pompé le plus faible possible tout en maintenant un différentiel de température T suffisamment grand pour être le plus proche du différentiel de température aux bornes de la turbine 4 la plus froide.
Ainsi, en augmentant temporairement le débit de la pompe 7 on peut également réduire l’efficacité du refroidissement du fluide utilisateur et provoquer un refroidissement moindre qui permet de purger l’encrassement solide dans l’échangeur 8 de refroidissement.
Dans une variante de réalisation, l’installation 1 pourrait être configurée pour utiliser un débit de fluide de cycle de la pompe 7 qui est toujours supérieur au débit le plus efficace énergétiquement. C’est-à-dire que le débit de la pompe 7 est toujours augmenté pour éviter un refroidissement trop important du fluide utilisateur et ainsi prévenir (éviter) un givrage de composés dans l’échangeur 8 de refroidissement.
Par exemple, le débit de fluide utilisateur à refroidir pourrait être maintenu tel que le différentiel de température de ce fluide utilisateur entre l’entrée et la sortie de l’échangeur 8 de refroidissement reste toujours inférieur au différentiel de température du fluide de cycle entre l’entrée et la sortie de la turbine 7 la plus froide.
L'avantage de contrôler le débit de fluide utilisateur circulant dans l’échangeur 8 de refroidissement au lieu de contrôler la puissance froide fournie par le réfrigérateur permet de maintenir cette dernière constante. Ceci permet une régulation très simple ayant un impact que sur le débit du fluide utilisateur à refroidir. Ceci permet d’optimiser l’efficacité dans les cas où l'échangeur 8 de refroidissement peut s'encrasser par gel des composés solubles.
Comme illustré à la , l’installation peut comporter un organe 14 électronique, par exemple un contrôleur, comprenant un microprocesseur configuré pour réaliser tout ou partie des régulations (débit et/ou la température du flux de fluide utilisateur). En particulier, l’organe 14 électronique peut recevoir les mesures de tout ou partie des capteurs (température, pression, débit…) et commander la pompe 7 ou tout autre organe de l’installation 100.
Procédé et appareil de liquéfaction et/ou de séparation d’un mélange contenant du CO 2 La présente invention est relative à un procédé et à un appareil de de liquéfaction et/ou de séparation par distillation et/ou par condensation partielle d’un mélange contenant du CO 2 .
La présente invention est en particulier relative à un procédé de production d’un débit riche en dioxyde de carbone à partir d’un gaz de synthèse. Elle concerne en particulier un procédé de récupération de chaleur fatale à partir d’une installation de production d’hydrogène ou d’une centrale électrique à cycle combiné à gazéification intégrée (IGCC).
Un gaz de synthèse est un mélange de gaz comprenant du monoxyde de carbone, de l’hydrogène et du dioxyde de carbone, souvent généré par un procédé de reformage du méthane à la vapeur d’eau (vaporeformage ou SMR) ou autothermique (ATR) ou gazéification (POx ou autres). Selon la matière première utilisée, le gaz de synthèse produit peut comprendre de la vapeur d’eau (H 2 O), du cyanure d'hydrogène (HCN), du dioxyde de carbone (CO2), de l'azote (N2), de l'oxygène (O2), du méthane (CH 4 ), du sulfure d'hydrogène (H 2 S), sulfure de carbonyle (COS), ammoniac (NH 3 , acide chlorhydrique (HCI), argon (Ar), mercure (Hg), hydrocarbures, hydrocarbures lourds tels que goudrons, particules contenant du charbon, des cendres et/ou du carburant non converti. Il peut également être généré dans le procédé d’une centrale électrique à cycle combiné à gazéification intégré.
L’invention s’applique à la séparation de n’importe lequel débit de gaz contenant du dioxyde de carbone, de l’hydrogène et du monoxyde de carbone, ce débit étant désigné par le débit de gaz de synthèse.
Le monoxyde de carbone présent dans du gaz de synthèse est souvent converti en dioxyde de carbone par un procédé de conversion (en anglais « water gas shift »). Le monoxyde de carbone (CO) est, sous l’action de vapeur d’eau et en présence d’un catalyseur approprié, essentiellement transformé en hydrogène supplémentaire et en dioxyde de carbone. Dans l’état de l’art, pour favoriser cette conversion un important excès de vapeur (par rapport à la stœchiométrie de la réaction) est introduit.
Cependant, l’énergie disponible à plus basse température (inférieure à 170°C) disponible dans le gaz de synthèse en sortie de module de shift reste généralement sans utilisation. L’excès de vapeur par rapport à la stœchiométrie augmente d’autant cet excès de chaleur disponible en sortie
Selon les unités, la quantité d’énergie encore disponible dans ces fluides est de l’ordre de 2 à 20MWth correspondant à des unités de production de 10 000 Nm 3 /h H 2 à 100 000 Nm 3 /h H 2 . Cette énergie est à l’heure actuelle évacuée – et donc perdue-, en utilisant en général l’une ou plusieurs des solutions suivantes : émission directe des fumées (à des températures de 120 à 170°C), échange de chaleur contre l’air ambiant dans des aéroréfrigérants, et/ou échange de chaleur contre de l’eau de refroidissement qui sera elle-même soit renvoyée directement dans le milieu naturel (avec prise en compte des contraintes de température), soit refroidie contre l’air ambiant dans des tours de réfrigération.
Le gaz de synthèse dont au moins une partie du CO a été convertie en CO2 peut être traité pour produire un gaz dont le CO2 est séparé par condensation partielle et/ou par distillation.
Il peut être traité par adsorption avec modulation de pression (PSA) pour produire de l’hydrogène ainsi qu’un gaz résiduaire. Le gaz résiduaire du PSA contient du CO 2 , de l’H 2 , du CH 4 , du N 2 mais aussi du CO car la conversion du CO en H 2 dans l’étape de shift qui précède le PSA n’est pas totale.
Aussi, l’installation selon la présente divulgation comprend : - des flotteurs 11 conférant la flottabilité de l’installation, - au moins une rangée R1, R2 de panneaux photovoltaïques s’étendant suivant une direction longitudinale X, fixée aux flotteurs, les panneaux photovoltaïques maintenus hors de l’eau par les flotteurs.
De manière générale, les panneaux photovoltaïques présentent une dimension en longueur, de plus grande dimension et une dimension en largeur de plus petite dimension.
Selon une possibilité illustrée, les panneaux photovoltaïques peuvent être orientés, suivant leur direction en longueur, suivant la direction longitudinale X, la direction en largeur du panneau étant inclinée par rapport à l’horizontale. Selon une autre possibilité (non illustrée), les panneaux peuvent être orientés suivant leur direction en largeur suivant la direction longitudinale X, la direction en longueur étant inclinée par rapport à l’horizontale.
De manière générale, la direction longitudinale X peut être orientée suivant la direction Est-Ouest, et la direction transversale Y peut être orientée suivant la direction Nord-Sud. Les panneaux photovoltaïques peuvent être inclinés par rapport à l’horizontal. Les inclinaisons des panneaux entre les rangées R1, R2 peuvent être identiques, ou différentes, voire les panneaux peuvent être inclinés selon des inclinaisons opposées. Dans ce dernier cas, la direction X peut être généralement orientée suivant la direction Nord/Sud et la direction Y orientée suivant la direction Est-Ouest.
Toutefois de préférence, les panneaux photovoltaïques PV appartenant à une même rangée présente sensiblement la même inclinaison et sont coplanaires. Cela peut permettre de faciliter leur nettoyage par circulation d’un robot sur la rangée.
Une installation comporte typiquement plusieurs rangées de panneaux photovoltaïques, en particulier en fonction des capacités de production. La illustre un exemple à titre d’exemple non limitatif comportant seulement deux rangées, avec une première rangée R1 de panneaux photovoltaïques et une deuxième rangée R2 de panneaux photovoltaïques. Il est bien entendu que le nombre de rangées peut être supérieur à 2, par exemple de nombre égal à 3, 4, 5, ou bien plus.
Une telle installation s’étend globalement suivant sa structure dans un plan XY, sensiblement horizontale, et en hauteur suivant la direction verticale Z.
Ces rangées de panneaux photovoltaïques R1, R2 s’étendant en longueur, de manière parallèle selon la direction longitudinale X, et sont espacées les unes des autres, suivant la direction transversale Y
Les flotteurs 11 peuvent être typiquement des composants plastiques conférant la flottabilité de l’installation. Les flotteurs peuvent, par exemple être obtenus par extrusion soufflage, injection soufflage, ou tout autres techniques connues de la personne du métier.
De manière générale, les panneaux photovoltaïques PV peuvent être fixés directement aux flotteurs 11. Encore selon un mode de réalisation notamment illustré, les panneaux photovoltaïques PV des rangées peuvent être fixés aux flotteurs par l’intermédiaire de poutres, elles-mêmes fixées aux flotteurs.
De manière générale, et comme illustré à titre indicatif à la , les poutres peuvent avantageusement permettre le positionnement des panneaux photovoltaïques fixés auxdites poutres, notamment longitudinales de la structure, les poutres reliant des flotteurs entre eux.
On remarque que les flotteurs 11 peuvent être espacés entre eux suivant la direction longitudinale X en positionnant les panneaux photovoltaïques PV au-dessus de l’eau et de manière notable au niveau d’espace-vide favorisant le refroidissement des panneaux. Des tels espace vides sous panneaux, sont bien visibles à la pour laquelle l’installation est vue de dessous. Ils permettent à l’eau de refroidir efficacement le dessous de panneaux par les phénomènes de convection entre la surface d’eau et le dessous des panneaux photovoltaïques.
Au moins selon un mode de réalisation avantageux, (illustré) les rails de maintenance 12, 13,14 peuvent constituer avantageusement tout ou partie des poutres assurant le support des panneaux photovoltaïques PV. Alternativement, les rails de maintenance et les poutres support peuvent être constitués par des composants distincts.
Comme visible à titre indicatif à la , de manière notable, l’installation comprend un système de chariot configuré pour la maintenance des panneaux photovoltaïques PV.
Un tel système de chariot comprend de manière notable : - des rails de maintenance 12,13,14 comprenant au moins un premier rail 12 et un deuxième rail 13, s’étendant de manière parallèle, de part et d’autre de ladite rangée de panneaux photovoltaïques R1, R2, suivant la direction longitudinale X, le premier rail et le deuxième rail espacés l’un de l’autre suivant une direction transversale Y - au moins un chariot de maintenance 2 comprenant un châssis 20 pourvu de premiers organes de roulement/glissement 21 et des deuxième organes de roulement/glissement 22. Aux figures les premiers et deuxième organes 21 et 22 sont tous deux constitués par des roues.
De manière générale, les rails de maintenance 12, 13, 14, sont typiquement agencés sous le niveau les panneaux photovoltaïques, en tout ou partie. Les figures donnent un mode de réalisation pour lequel les rails de maintenance 12, 13, 14 sont tous agencés en hauteur sous le niveau des panneaux photovoltaïques, et typiquement entre les panneaux photovoltaïques des rangées. Selon un autre mode de réalisation (non illustré) l’un des rails (premier rail 12 ou deuxième rail 13) coopérant avec le chariot de maintenance peut être agencé sous le niveau des panneaux photovoltaïques de rangées, alors que l’autre rail (respectivement deuxième rail 13 ou premier rail 12) peut être agencé à une hauteur supérieure, par exemple au niveau du haut des panneaux photovoltaïques.
Tout d'abord, du LiOH 7H 2 O a été ajouté dans de l'éthylène glycol de manière stœchiométrique sous agitation pendant 20 min. Ensuite, du H 3 PO 4 a été dissous dans la solution décrite ci-dessus de manière stœchiométrique sous agitation magnétique. Ensuite, du nitrate ferreux et du nitrate de manganèse ont été ajoutés à la solution pour former une suspension vert foncé. Enfin, le mélange obtenu a été transféré dans un autoclave pour une réaction solvothermique à 180ºC pendant 4 h. Après une centrifugation à 80ºC, un lavage et un séchage pendant 12 h, du LiMn 0,3 Fe 0,7 B 0,4 P 0,96 O 4 pur a été produit.
(2) Les particules de lithium manganèse fer phosphate préparées à l'étape (1) et de l'hydroxyde de lithium ont été mélangées uniformément selon un rapport molaire des particules de lithium manganèse fer phosphate à l'hydroxyde de lithium de 1: 1, et 6 % en poids de glucose ont été ajoutés pour obtenir un mélange ; le mélange a été chauffé à 600ºC (à une vitesse de chauffage de 10ºC/min) et maintenu pendant 5 h dans une atmosphère d'azote, puis le mélange a été refroidi à température ambiante pour obtenir un matériau de cathode en lithium manganèse fer phosphate.
La différence par rapport à l'exemple comparatif 1 réside en ce que la quantité ajoutée de glucose était de 6 % en poids, c'est-à-dire que le rapport massique de la masse totale des particules de lithium manganèse fer phosphate à noyau-enveloppe et de l'hydroxyde de lithium au glucose était contrôlé à 100 : 6.