EP2016158A1 - Procédé de production d'énergie électrique à partir de biomasse - Google Patents

Procédé de production d'énergie électrique à partir de biomasse

Info

Publication number
EP2016158A1
EP2016158A1 EP07727865A EP07727865A EP2016158A1 EP 2016158 A1 EP2016158 A1 EP 2016158A1 EP 07727865 A EP07727865 A EP 07727865A EP 07727865 A EP07727865 A EP 07727865A EP 2016158 A1 EP2016158 A1 EP 2016158A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
biomass
gasification
gas
synthesis gas
reactor
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Withdrawn
Application number
EP07727865A
Other languages
German (de)
English (en)
Inventor
Philippe Daverat
Nicolas Millet
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
ENERIA
Original Assignee
ENERIA
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by ENERIA filed Critical ENERIA
Publication of EP2016158A1 publication Critical patent/EP2016158A1/fr
Withdrawn legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • C10J3/02—Fixed-bed gasification of lump fuel
    • C10J3/20—Apparatus; Plants
    • C10J3/32—Devices for distributing fuel evenly over the bed or for stirring up the fuel bed
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • C10J3/02—Fixed-bed gasification of lump fuel
    • C10J3/06—Continuous processes
    • C10J3/16—Continuous processes simultaneously reacting oxygen and water with the carbonaceous material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/08—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
    • C10K1/10—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids
    • C10K1/101—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids with water only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/08—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
    • C10K1/16—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with non-aqueous liquids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2200/00—Details of gasification apparatus
    • C10J2200/15—Details of feeding means
    • C10J2200/158—Screws
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0903—Feed preparation
    • C10J2300/0909—Drying
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0913—Carbonaceous raw material
    • C10J2300/0916—Biomass
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0913—Carbonaceous raw material
    • C10J2300/0916—Biomass
    • C10J2300/092—Wood, cellulose
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0953—Gasifying agents
    • C10J2300/0956—Air or oxygen enriched air
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0953—Gasifying agents
    • C10J2300/0973—Water
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1603—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with gas treatment
    • C10J2300/1621—Compression of synthesis gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/164—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with conversion of synthesis gas
    • C10J2300/1643—Conversion of synthesis gas to energy
    • C10J2300/165—Conversion of synthesis gas to energy integrated with a gas turbine or gas motor
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1671—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with the production of electricity
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1671—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with the production of electricity
    • C10J2300/1675—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with the production of electricity making use of a steam turbine
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/18—Details of the gasification process, e.g. loops, autothermal operation
    • C10J2300/1838—Autothermal gasification by injection of oxygen or steam
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/18—Details of the gasification process, e.g. loops, autothermal operation
    • C10J2300/1861—Heat exchange between at least two process streams
    • C10J2300/1884—Heat exchange between at least two process streams with one stream being synthesis gas
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/14—Combined heat and power generation [CHP]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E50/00—Technologies for the production of fuel of non-fossil origin
    • Y02E50/10—Biofuels, e.g. bio-diesel
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E50/00—Technologies for the production of fuel of non-fossil origin
    • Y02E50/30—Fuel from waste, e.g. synthetic alcohol or diesel
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y02P20/129—Energy recovery, e.g. by cogeneration, H2recovery or pressure recovery turbines
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/141—Feedstock
    • Y02P20/145—Feedstock the feedstock being materials of biological origin

Definitions

  • the present invention relates to the general technical field of valorization of biomass, in particular of vegetable and / or animal waste or by-products, in order to produce electricity and heat.
  • the present invention relates to a method of producing electrical energy from biomass including autothermal gasification of biomass to produce synthesis gas, treatment of this synthesis gas, and injection of the gas into at least one an internal combustion engine coupled to an electric generator, for producing electrical energy.
  • the process according to the present invention also advantageously makes it possible to produce thermal energy.
  • the present invention also relates to an installation for producing electrical energy from biomass suitable for implementing such a method.
  • the installation according to the present invention also advantageously makes it possible to produce thermal energy.
  • renewable energy contributes to sustainable energy development. since they do not emit greenhouse gases.
  • the development of renewable non-fossil energy sources is therefore a major environmental issue.
  • Bio-mass and bio-fuels have the dual advantage of being high-quality fuels and fuels, and not adding to the greenhouse gas emissions. Indeed, biomass contributes to the fight against global warming, since the CO2 generated by the combustion of bioenergy is offset by the CO2 absorbed by the plants during their growth.
  • the present invention satisfies this need.
  • the Applicant has thus discovered a new method of producing electrical energy and thermal energy from biomass by gasification of said biomass.
  • the process according to the present invention allows the treatment and recovery of all kinds of biofuels, such as vegetable waste, not requiring a prior step of extraction of particular plant compounds or isolation of specific plant parts. .
  • all the biomass such as plant biomass can be used in the context of the present invention, and the whole mass of plants, including by-products of plants, such as stems, leaves, shells, herbs. needles, or straw, which are generally rejected, can be energetically enhanced in the process according to the present invention.
  • the method of producing electrical energy from biomass according to the present invention is relatively inexpensive, since the starting compounds are biomass such as waste or by-products of industries. Furthermore, the method according to the present invention makes it possible to contribute to the reduction of fossil fuel imports contributing to a significant saving in Tonnes of Petroleum Equivalent (PET). Finally, the method of producing electrical energy according to the present invention, comprising the gasification of the biomass to obtain a synthesis gas, the washing of the gas, and then the injection of the synthesis gas into at least one gas engine. coupled with an electric generator, is an environmentally friendly process, since it contributes to the reduction of greenhouse gas emissions. No atmospheric pollutant is released during the gasification stage.
  • the subject of the present invention is therefore a method for producing electrical energy from biomass comprising the following successive steps: a) autothermal gasification of the biomass in air in a reactor, under low vacuum, advantageously at a temperature greater than 800 ° C., to obtain a synthesis gas, b) cooling of the synthesis gas at a temperature of not less than 300 ° C., (c) washing of the synthesis gas in order to eliminate substantially the tars and / or the ammonia, d ) injection of the washed gas into at least one gas engine coupled to an electric generator, for producing electrical energy.
  • the bio mass is at least one vegetable waste, such as agricultural or forestry waste, or a by-product or co-product of agro-food industries of the distilleries type.
  • the biomass may contain grape marcs and / or wood chips, or bark.
  • the method further comprises a step of drying the biomass in order to obtain a mass moisture content of less than 25% on total mass, prior to the gasification step a) biomass.
  • the method further comprises a step of grinding and / or calibration of the biomass, prior to the gasification step a) of the biomass.
  • water vapor is also injected into the gasification reactor a) of the biomass in order to increase the gasification yield.
  • the gasification a) of the biomass is carried out in a non-fluidized moving bed gasifier, with stirring in order to avoid stagnation of the ash in the gasification reactor.
  • the cooling b) of the synthesis gas is carried out by passage of said gas in a thermal recuperator containing a thermal fluid, such as thermal oil.
  • a thermal fluid such as thermal oil.
  • said heat recovery unit is coupled to a vaporizer for producing steam, said water vapor being then advantageously used to drive a steam turbine to produce electrical energy.
  • the method according to the invention makes it possible to produce thermal energy in the form of hot water or of water vapor during the cooling step b) of the synthesis gas using thermal recuperator.
  • thermal energy in the form of hot water or of water vapor during the cooling step b) of the synthesis gas using thermal recuperator.
  • water vapor is not recovered in a steam turbine.
  • At least a portion of the ashes and dusts entrained in the synthesis gas are separated from the gas by passage in at least one cyclone, downstream of the gasification a) of the biomass, prior to the washing step c) synthesis gas.
  • the process also comprises at least one step of compressing the synthesis gas downstream of the gasification a) of the biomass, advantageously before and / or after the washing step c) of the synthesis gas .
  • the washing c) of the synthesis gas is carried out in at least one organic liquid washer by counter-current organic liquid spraying, in order to purify the gas by trapping the heavy tar. and / or light in the organic liquid.
  • the organic liquid is typically selected depending on the tars produced according to the type of biomass.
  • this specific organic liquid can be called synthetic oil.
  • the purification of heavy tar is carried out in a first organic liquid scrubber stage by trapping heavy tar in this organic liquid, then the heavy tar is separated from the organic liquid, for example by centrifugation, before being reinjected as fuels in the gasification reactor.
  • the purification of light tars is carried out in a second organic liquid scrubber stage by trapping light tars in this organic liquid, this organic liquid being identical to or different from the organic liquid used for purifying the heavy tars, then the light tars are separated from the organic liquid in an air / liquid organic air separator by hot air injection against the current, and the hot air charged with light tars is then reinjected into the oxidation zone of the gasification reactor.
  • the washing c) of the synthesis gas is carried out in at least one water washer by countercurrent water spraying, in order to purify the gas by trapping ammonia in water, advantageously after washing the gas of heavy and / or light tar.
  • the ammonia is separated from the water in an air / water separator by injection of hot air against the current, and the hot air charged with ammonia is then reinjected into the reactor. gasification.
  • said gas has a lower heating value between 4 and 7.
  • MJ / Nm 3 is at a pressure between 60 and 100 mbar, and at a temperature between 40 and 80 0 C, preferably between 40 and 60 0 C.
  • the energy of the exhaust gases from the combustion in said gas engine is recovered in order to supply a fuel. boiler for producing water vapor, said water vapor being then advantageously used to drive a turbine coupled to a generator to produce electrical energy.
  • the energy of the gases exhaust from combustion in said gas engine can also be recovered as thermal energy.
  • the subject of the present invention is also an installation for the production of electrical energy from biomass comprising, in series, an autothermal gasification reactor (1) for the biomass containing means for continuously injecting air throughout the entire period of time. duration of the gasification reaction, generating a synthesis gas, a cooling device (2) of the synthesis gas, - a washing device (3) of the synthesis gas in order to eliminate substantially the tars and / or the ammonia , and at least one gas engine (4) coupled to an electric generator, for producing electrical energy.
  • This installation is suitable for implementing the method according to the present invention.
  • the installation also contains a means (5) for drying the biomass, such as a low-temperature dryer, upstream of the biomass gasification reactor (1).
  • the plant according to the present invention further contains a grinding means and / or a means for calibrating the biomass, upstream of the biomass gasification reactor (1).
  • the biomass gasification reactor (1) is a non-fluidized moving bed gasifier containing counter-current air injection means.
  • the reactor (1) for gasification of biomass further contains means for injecting water vapor.
  • the reactor (1) for gasification of the biomass contains, in its lower part, at least one stirring means, such as a rotary stirring arm provided with deflectors.
  • the cooling device (2) of the synthesis gas is typically a thermal recuperator containing a thermal fluid, such as thermal oil, said thermal recuperator being advantageously coupled to a vaporizer for producing water vapor, said vaporizer itself being advantageously coupled to a steam turbine (6) in order to produce electrical energy.
  • the plant according to the present invention also contains at least one cyclone (7), downstream of the reactor (1) for gasification of the biomass.
  • the installation according to the present invention also contains at least one compression device (8) for the synthesis gas downstream of the reactor (1) for gasification of the biomass, advantageously upstream and / or downstream. of the washing device (3) of the synthesis gas.
  • the washing device (3) of the synthesis gas contains at least one tar washing means (3a), such as an organic liquid scrubber, in order to extract the tars from the synthesis gas.
  • the organic liquid is synthetic oil.
  • the synthesis gas washing device (3) contains two series-associated organic liquid washers (3a), in particular a first organic liquid washer for trapping heavy tar in the organic liquid, followed by a second scrubber with organic liquid to trap light tar in the organic liquid.
  • the synthesis gas washing device furthermore contains, at the bypass outlet of the first organic liquid washer (3a), a means for separating heavy tar from the organic liquid, as well as means for recirculating the heavy tars recovered at the outlet of the separation means to the gasification reactor (1).
  • the washing device of the synthesis gas further contains, at the bypass outlet of the second organic liquid washer (3a), an air / organic liquid separator containing air injection means. counter-current hot for separating light tars from the organic liquid, as well as means for recirculating the hot air charged with light tars recovered at the outlet of the air / liquid organic separator to the reactor (1) for gasification.
  • the washing device (3) of the synthesis gas contains at least one means for eliminating ammonia (3b), such as a water scrubber, for purifying the gas by trapping ammonia in the water.
  • the synthesis gas washing device furthermore advantageously contains, at the bypass outlet of the water washer (3b), an air / water separator containing means for injecting hot air against the current. for separating the ammonia from the water, as well as means for recirculating the hot air charged with ammonia recovered at the outlet of the air / water separator to the reactor (1) for gasification.
  • the installation furthermore contains, at the outlet of the gas engine (4), means for recovering the exhaust gases from the combustion in said gas engine in order to supply a boiler to produce water vapor, and the installation further contains, at the outlet of the boiler, a turbine (6) coupled to a generator to produce electrical energy.
  • FIG. 1 is a schematic view of an electrical power generation plant from biomass comprising associated with series: - means for drying (5) the biomass, an autothermal gasification reactor (1) partially dried biomass, containing means for continuous air injection to generate a synthesis gas, a cooling device (2) synthesis gas, said device (2) being coupled in parallel with a steam turbine (6), - a cyclone (7) to separate from synthesis gas a portion of the ashes and dusts entrained in the gas, a first booster (8) for compressing the synthesis gas prior to washing the gas, a washing device (3) of the synthesis gas to extract gas tars and ammonia, said device (3) contena in series a tar washing means (3a) and an ammonia washing means (3b), a second booster (8) for compressing the synthesis gas after washing the gas, and a gas engine (4) coupled to an electric generator, for producing electric energy, said gas engine (4)
  • the installation also comprises a flare (9), at the bypass outlet of the two boosters (8), in order to periodically burn off the surplus synthesis gas if necessary, and thus to regulate the flow of gas before it enters the system. gas engine.
  • the heat produced by the hot water circuit and the residual energy of the engine fumes are used for the drying of the biomass.
  • the method according to the present invention makes it possible to produce electrical energy by gasification of the biomass.
  • biomass in the sense of the present invention any organic matter biodegradable from a natural process, capable of energy recovery.
  • biomass can be any biodegradable carbonaceous waste.
  • Biomass can be of plant or animal origin, or can be produced by human activity.
  • Biomass can be: - wood, for example in the form of logs, pellets and platelets; wood by-products which cover all the waste produced by logging (branching, bark, sawdust ...), sawmills (sawdust, chips, etc.), by the wood-processing industries ( joineries, furniture manufacturers, flooring) and panel manufacturers, as well as packaging such as pallets; by-products of the industry, such as sludge from pulp (black liquor) and waste from agri-food industries (grape and coffee grounds, pulp and grape seeds, etc.); products from traditional agriculture (cereals, oilseeds), residues such as straw, rice husks, bagasse (ligneous residues from sugar cane) and new energy plantations such as short rotation coppices (willow, miscanthus, etc.); organic waste such as urban waste including sewage sludge, household waste, and waste from agriculture such as agricultural effluents; or waste from livestock such as manure, litter, dung, slurry, etc.
  • the biomass in the context of the invention is a waste or a plant by-product, which can decompose, including agricultural waste or forest, such as leaves, stems, pods, pods or shells, barks, needles, straw, grasses, and mixtures thereof.
  • agricultural waste or forest such as leaves, stems, pods, pods or shells, barks, needles, straw, grasses, and mixtures thereof.
  • grape marcs, wood chips, or mixtures thereof can be used.
  • roots such as endive roots, flax waste, fruit stones, bagasse, etc.
  • slurry of pigs, animal meal, or composts such as sewage sludge mixed with green waste.
  • the biomass is dried prior to the gasification step a) of the biomass.
  • all of the biomass products naturally have a moisture content of approximately 35 to 55% on total material, for example of the order of 40% on total material.
  • the biomass is dried in order to obtain a mass moisture content of less than 25% on total material, advantageously less than 20% on total material, before being introduced into the reactor (1) for gasification. Drying is advantageously carried out by injection of hot air.
  • the drying of the biomass is carried out at low temperature, ie at a temperature of less than 100 ° C., in particular of approximately 80 ° to 95 ° C., in a low temperature dryer.
  • the dryer contains a micro-perforated belt that transports the product from the feed silo to the point of discharge of the product. Hot air is advantageously injected onto the micro-perforated carpet, thereby plating the product to be dried on the carpet, and therefore avoiding the flights at the end of drying.
  • the hot air is typically generated by the passage of ambient air from an air / water exchanger preferably located in the upper part of the dryer.
  • a fan usually circulates this air inside the dryer.
  • hot water and / or fumes recovered from gas engines (4) are used in order to provide the energy necessary to heat the air which will be used for drying the biomass.
  • the air saturated with water can then be rejected by an exhaust duct (chimney) at the top of the dryer.
  • a regulation system can be used to follow and adapt the operating speed of the dryer to guarantee a constant humidity rate at the outlet, ie of the order of 20% or 25% moisture content. total.
  • the outlet air is not odorous: in fact, the temperature being low and the air flow important, no combustion of the biomass is carried out during the drying, and the discharges are very diluted (dilution of VOC exiting the dryer).
  • the dried products then generally transit to a buffer silo pending conversion to synthesis gas in the gasifier.
  • the transport of the dried biomass to the buffer storage silo can be carried out by a mechanical conveyor.
  • the biomass Before drying, the biomass can be ground if necessary, especially when the biomass contains platelets or bark of plants. Generally, grinding is carried out in order to calibrate the biomass.
  • the crushed particles typically have a particle size of less than 1 cm 3 .
  • the biomass After drying, the biomass is advantageously weighed by a metering unit, in order to constantly supply the gasification reactor (1).
  • the product is conveyed continuously to the gasification reactor (1), for example by means of a variable speed feed screw and a bucket elevator.
  • a last feed screw advantageously brings the fuel to the reactor core (1).
  • the biomass which is a solid fuel is converted into syngas.
  • the gasification is typically carried out in a poor atmosphere O 2 .
  • the admission of the products and the evacuation of ashes are generally carried out continuously.
  • the synthesis gas produced is generally sucked up and evacuated continuously.
  • the injection of air into the reactor is advantageously carried out by air injection continuously throughout the duration of the gasification reaction for generating the synthesis gas.
  • the gasification a) of the biomass is carried out at a gas outlet temperature of greater than 700 ° C., still more advantageously at a temperature above 800 ° C., still more advantageously at a temperature above 850 ° C. C, still more advantageously at a temperature above 900 ° C., in particular at a temperature above 950 ° C.
  • the temperature of the biomass bed can reach and exceed 1100 ° C.
  • the gasification reactor (1) that can also be called gasifier, advantageously operates at a pressure close to atmospheric pressure.
  • the gas generator operates under a low vacuum, which limits any risk of leakage to the outside.
  • the pressure in the reactor (1) is typically of the order of -10 to -5 mbar. This depression is preferably maintained by a booster fan (8) placed after the gasification reactor (1). This fan is typically driven by a variable frequency motor.
  • the temperature of the reactor (1) can be done through a gas burner, which is preferably installed at the bottom of the reactor for the duration of the heating phase of the hearth.
  • the burner is equipped with its ignition and flame detection system and generally runs on propane gas. It makes it possible to heat the reactor to a necessary and sufficient temperature (self-ignition temperature of the order of 500 ° C.) so that the gasification can begin alone.
  • the gasification a) of the biomass is advantageously an autothermal gasification, in air, unlike allothermal gasification requiring external heat input.
  • the gasification a) of the biomass is a combustion of the biomass, taking place by controlled admission of air into the reactor (1).
  • the injected air flow rate is typically of the order of 1.5 to 2.5 relative to the biomass flow rate at 20% by total mass (MT).
  • the injected air flow rate is of the order of twice the mass flow rate at 20% by total mass (MT).
  • the gasification is advantageously controlled by the gasification temperature in the reactor (1).
  • This gasification temperature is advantageously adjusted by regulating the amount of air introduced preferably by a supply air fan located in the lower part of the reactor (1).
  • the distribution of air in the reactor is advantageously carried out through a perforated support plate.
  • several air intakes can be provided in order to evenly distribute the air injection.
  • Manually adjustable valves can be installed at each air injection point.
  • the gasifier contains countercurrent air injection means constituted by a multitude of nozzles distributed homogeneously under the surface of the bed.
  • the gasification temperature makes it possible to reach a stage of "cracking" the carbon chains to generate a gas mainly containing nitrogen, CO 2 , carbon monoxide, hydrogen, methane, etc.
  • This poor gas called synthetic gas, is of low energy value, but is compatible with the use of an internal combustion engine.
  • the synthesis gas is advantageously free of dioxins and furans.
  • 1050 ° C., and in particular of the order of 1100 ° C. is greater than 10 seconds, typically of the order of 10 to 15 seconds, and the residence time of the synthesis gas is generally greater than 3 seconds, typically of the order of 3.5 seconds.
  • the gasification reactor (1) is for example a vertical reactor, of the order of 15 to 20 m.
  • the gasification reactor (1) is advantageously a non-fluidized moving bed gasifier of constant height for a given fuel. It advantageously contains means for injecting air against the current. Biomass is typically introduced in the middle and central part of the reactor (1) gasification, while the injection of air is performed in the lower part of the reactor (1).
  • the gasification reactor (1) is advantageously equipped with an agitator, preferably in its lower part. It allows mixing the product, maintain a bed of fuels of constant height (approximately twenty centimeters), and conveys the ashes to the low point or points of ash recovery at the bottom of the reactor (1).
  • the rotational speed of the stirrer and the rate of ash removal can affect the gasifier's performance.
  • This agitator is typically powered by a variable speed motor.
  • the operating mode can be automatic or manual.
  • the gasification reactor (1) contains, in its lower part, a rotary agitator arm provided with deflectors.
  • the baffles are advantageously arranged along the arm. A slow and steady movement of the ash bed from the center to the periphery of the gasifier thus avoids the stagnation of the ashes, their agglomeration and therefore their vitrification.
  • This embodiment is particularly suitable when the biomass contains grape marc.
  • the marc of grapes contains a significant part of potassium (about 2%), unlike other fuels such as wood that contain much less.
  • This portion of potassium adversely affects the ashes which have a strong tendency to vitrify (caking with formation of glass).
  • This vitrification disrupts airflow by blocking air inlets and therefore degrades the operation of the gasifier.
  • the use of a rotary agitator arm provided with deflectors in the gasifier thus makes it possible to avoid vitrification of the ashes.
  • steam is injected into the reactor (1) during the step of gasification a) of the biomass.
  • the Applicant has discovered that the injection of water vapor into the gasification reactor (1), in particular into the intake air, tends to "crack" the last% of carbon contained in the ashes, and thus significantly improve the gasification efficiency.
  • the yield of the gasifier is typically of the order of 60 to 75%, for example around
  • the yield of the gasogen is typically of the order of 70 to 80%, in particular of the order of 75 to 80%, for example around 77%.
  • the gasification reactor (1) essentially generates the synthesis gas, which is preferably discharged by a sheath placed in the upper part of the reactor and connected to the gas washing device.
  • the reactor advantageously does not have a chimney in the exhaust rejection sense.
  • the temperature of the gas leaving the reactor is typically about 700 to 1000 ° C., for example of the order of 850 ° C.
  • the synthesis gas mainly contains carbon monoxide, carbon dioxide, methane, hydrogen and nitrogen.
  • the synthesis gas is devoid of dioxins and furans.
  • the synthesis gas contains (% by volume): 10 to
  • the synthesis gas is suitable for combustion in internal combustion engines, and advantageously has a methane number greater than 70.
  • the synthesis gas has the following composition (% by volume):
  • the gas is also loaded with tars that will be removed during the washing phases.
  • the ash collected at the bottom of the gasifier (1) is advantageously cooled and then transported, for example in a closed conveyor, to a silo for storing bottom ash. These ashes can then be used for agricultural application or for agricultural amendments.
  • the gas can be advantageously subjected to primary purification by controlled air injection into the gasogen, typically at the top of the gasifier.
  • the air injection is performed in the upper part of the gasifier, typically above the feed screw of the biomass.
  • the injected air can be heated or at room temperature. Most of the air is injected into the reactor, but it can also be enriched in O 2 and / or steam.
  • the primary purification of the synthesis gas makes it possible to crack the tars generated in the bottom of the reactor to unload the downstream gas scrubber, to react the carbon of the ash entrained by the generation of the gas to transform it into a combustible gas (improvement of the yield), and reduce the amount of ash collected by the cyclone (7).
  • the synthesis gas obtained is subjected to a cooling step b), typically using a heat exchanger (2).
  • the gas advantageously passes through a thermal recuperator (2), like countercurrent flue gas tubes.
  • This recuperator (2) makes it possible to cool the synthesis gas to a temperature greater than 300 ° C., advantageously greater than about 320 ° C., in particular greater than about 350 ° C., for example using a fluid thermal such than thermal oil.
  • the temperature of the synthesis gas after cooling b) must not be too low, in order to prevent the tars from settling and clogging the circulation lines.
  • the cooling device (2) of the synthesis gas is specific to the product gas. It is typically a vertical device, in which the gas passes from top to bottom, and the thermal fluid from bottom to top.
  • Temperature sensors make it possible to control the temperature of the thermal oil in the recuperator and at the outlet of this recuperator.
  • the cooling device (2) of the synthesis gas is coupled to a vaporizer to produce steam driving a steam turbine (6), to produce electrical energy.
  • the cooling device (2) of the synthesis gas can also make it possible to produce thermal energy in the form of hot water or steam.
  • at least part of the ashes and dusts entrained in the synthesis gas are separated from the gas by passage through at least one cyclone (7), downstream of the gasification a) of the biomass, beforehand in the washing step c) synthesis gas.
  • the synthesis gas passes through a cyclone (7) to remove the fine dust contained in the gas.
  • the synthesis gas is then advantageously compressed, prior to the washing step c).
  • the gas is sucked by a first booster (8), making it possible to maintain the gasifier (1) in slight depression (of the order of -5 mbar), and thus to suck the gas through the heat recuperator (2) and the cyclone (7).
  • the gas is compressed between approximately 50 and 75 mbar, advantageously between 60 and 70 mbar, above atmospheric pressure, in order to operate at a slight overpressure in the washing system (3) of the gas .
  • the gas is then washed to substantially remove tars and / or ammonia.
  • the tar content at the entrance to washing is typically 25 g / Nm 3 and is reduced to 100 mg / Nm 3 at the end of the wash.
  • the ammonia content at the inlet of the scrubber is typically 4000 to 5000 mg / Nm 3 and is reduced to 40-50 mg / Nm 3 at the outlet.
  • the washing c) of the gas advantageously comprises a first tar extraction step in at least one tar washing device (3a).
  • the washing of the tars is typically carried out in at least one oil scrubber by spraying synthesis oil (organic liquid) in countercurrent.
  • synthesis oil organic liquid
  • the synthesis oil will be described as oil below.
  • the heavy tar are first removed in a first scrubber stage, typically at a temperature of the order of 300 to 350 ° C.
  • the oil scrubber ( scrubber) is typically supplied with oil from a small buffer storage tank.
  • the gas enters the lower part and circulates from bottom to top, while the oil is sprayed through nozzles, against the current, in the upper part of the column.
  • the synthesis gas is thus purified of most of the heavy tar which is trapped in the oil.
  • the oil loaded with heavy tar is then sent to a means for separating heavy tar from the oil, this separating means being connected to the bypass outlet of the oil scrubber.
  • the means for separating heavy tar from the oil may for example be a centrifuge.
  • the oil is then generally re-injected into the buffer storage tank.
  • Recovered tars for their part, are advantageously reinjected as fuels in the reactor (1) for gasification to be burned completely.
  • the light tars are advantageously washed.
  • the synthesis gas is thus transferred to a second scrubber, placed downstream of the first oil scrubber that was used to purify the heavy tar.
  • an organic liquid synthetic oil
  • the oil may be the same as or different from the oil used to purify heavy tar.
  • the synthesis gas is thus purified of most of the light tars which are trapped in the oil.
  • the oil loaded with light tar is then sent to a means for separating the light tars from the oil, this separation means being connected to the bypass outlet of the second oil scrubber.
  • the means for separating the light tars from the oil is typically an air / oil separator (air / oil stripper) into which hot air is injected countercurrently.
  • the hot air is typically injected into this air / oil separator at a temperature of the order of 160 to 200 ° C., in particular at a temperature of between 180 ° C. and 190 ° C.
  • the hot air is preferably injected at the bottom of the air / oil separator, while the oil is injected at the top.
  • the tars are then transferred to the air, and the clean oil can then be returned to the second stage of the oil scrubber.
  • the column of the air / oil separator is advantageously filled with packing to maximize the exchange surface.
  • the hot air charged with light tars can then be reinjected into the gasification reactor (1) as combustion air.
  • the purified gas of the tars is then advantageously directed to a washing system (3b) in order to remove a large part of the NH 3 (ammonia).
  • the gas Prior to introducing the gas into the ammonia washing device (3b), the gas is advantageously cooled to a temperature of the order of 20 to 30 ° C., for example around 25 ° C. for example in a double-stage condenser. Condensate charged with NH 3 can then be sent to an air / water separator (air / water stripper) for pre-treatment of this deconcentration water.
  • air / water separator air / water stripper
  • the ammonia washing device (3b) is a washing device with water, such as a water scrubber (water scrubber), by water spraying against a current.
  • water scrubber water scrubber
  • the principle of water washing involves absorbing the ammonia (NH 3 ) contained in the gas with water.
  • the gas advantageously circulates upwards in the water scrubber, while the water is sprayed against the current.
  • the column of the water washer is advantageously equipped with a lining (small elements arranged in an ordered structure) which allows better absorption of NH 3 by water: the gas is then obliged to borrow from sinuous paths, and therefore more in contact with water (increase of the exchange surface).
  • the water washing system (3b) makes it possible to reduce the concentration of NH 3 in the gas from approximately 4000 - 5000 mg / Nm 3 of gas to 25 mg / Nm 3 of gas.
  • the synthesis gas is thus purified of most of the ammonia which is trapped in water.
  • the clean gas can then be sent to the power plant, also called cogeneration plant, for the supply of gas engines (4).
  • the gas Prior to the injection d) of the gas in the gas engines (4), the gas is compressed using a booster (8) at a pressure greater than atmospheric pressure, typically at a pressure of between 50 and 50.degree. 140 mbar, advantageously between 60 and 100 mbar.
  • the water charged with ammonia is then sent to a means for separating ammonia and water, this separation means being connected to the bypass outlet of the water scrubber.
  • the means for separating the ammonia from the water is typically an air / water separator (air / water stripper) into which hot air is injected countercurrently.
  • the hot air is typically injected into this air / water separator at a temperature of the order of 30 to 70 ° C., in particular at a temperature of between 35 ° C. and 55 ° C.
  • the hot air is preferably injected at the bottom of the air / water separator, while the water is injected at the top.
  • the ammonia dissolved in the water is captured by the hot air, the hot air causing a fall in the partial pressure of the NH 3 and thus allowing its degassing.
  • the column of the air / water separator is advantageously filled with a porous lining, making it possible to increase the exchange surface as much as possible.
  • the hot air containing the NH 3 then exits through the top of the column of the air / water separator before being reinjected into the gasification reactor (1) as combustion air.
  • the hot air charged with ammonia is first sent to the lower part of the air / oil separator (stripper air / oil) which is then used to separate the light tar from the oil. Then, the hot air charged with ammonia and light tar is reinjected into the gasification reactor (1).
  • the clean water recovered at the bottom of the column of the air / water separator is advantageously cooled, then reused in the water scrubber (scrubber water).
  • a bypass system Prior to washing c) of the synthesis gas, preferably at the outlet of the first booster (8), a bypass system is installed in particular for the start-up phase of the installation. On this bypass system, a flare (9) can burn episodically excess synthesis gas if necessary. During the rise in temperature and power (0 to 100%) of the gasifier
  • the first gases produced are advantageously burned by flaring until the gasifier has reached 70% load, the washing system (3) can function properly from this load.
  • This bypass is also used in case of malfunction of the washing system (3) or the second booster (8).
  • a second bypass system is installed in particular in the event of a partial or total shutdown of the booster unit. cogeneration (shutdown of engines). Indeed, the inertia of the gasification system is such that the system can not respond instantly. The gas produced in excess is then flared, thereby regulating the flow of gas before entering the gas engine (4).
  • a bypass duct is thus preferably connected to the bypass outlet of each of the two boosters (8) which are advantageously upstream and downstream of the washing device (3a, 3b) of the gas (see FIG. 1).
  • the flare (9) is a gas burning device used very episodically, a temporary solution necessary in the start-up phase or to compensate for the lack of reactivity of the gasifier (1) during an emergency stop or during sudden changes in the load of the motors (4).
  • said gas After the washing c) of the synthesis gas, and prior to its injection d) in the gas engine (4), said gas has a lower heating value (PCI) of between 4 and 10 MJ / Nm 3 , advantageously between 4 and 6 MJ / Nm 3 .
  • PCI heating value
  • the injection of the washed gas into at least one gas engine (4) coupled to an electric generator makes it possible to produce electrical energy.
  • the efficiency of the gas engine (4) is of the order of 32 to 38%, in particular of the order of 33 to 36%.
  • the efficiency of steam turbines (6) is of the order of 21 to 27%, for example of the order of 24 to 25%.
  • the overall efficiency of the process (electrical and thermal energy) is of the order of 75 to 85%, for example of the order of 80% with a turbine.
  • the engine (4) may be a spark ignition internal combustion engine or a pilot fuel injection engine.
  • the installation according to the present invention contains several gas engines (4).
  • brine flows in a closed circuit in the pipes in order to cool the gas engines (4).
  • the exhaust gases resulting from the combustion in said gas engine are recovered in order to supply a boiler for producing water vapor, said water vapor being then advantageously used to drive a turbine (6) coupled to a generator to produce electrical energy.

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Industrial Gases (AREA)
  • Processing Of Solid Wastes (AREA)

Abstract

La présente invention concerne un procédé de production d'énergie électrique à partir de biomasse comprenant les étapes successives suivantes : a) gazéification autotherme de la biomasse en présence d'air dans un réacteur (1), sous faible dépression, avantageusement à une température supérieure à 800°C, pour obtenir un gaz de synthèse, b) refroidissement (2) du gaz de synthèse à une température non inférieure à 300°C, c) lavage du gaz (3a, 3b) de synthèse afin d'éliminer substantiellement les goudrons et/ou l'ammoniac, d) injection du gaz lavé dans au moins un moteur à gaz (4) couplé à un générateur électrique, permettant de produire de l'énergie électrique. L'invention a également pour objet une installation de production d'énergie électrique à partir de biomasse, convenant à la mise en oeuvre dudit procédé.

Description

Procédé de production d'énergie électrique à partir de biomasse
La présente invention concerne le domaine technique général de la valorisation de la biomasse, notamment des déchets ou sous-produits végétaux et/ou animaux, afin de produire de l'électricité et de la chaleur.
En particulier, la présente invention concerne un procédé de production d'énergie électrique à partir de biomasse comprenant la gazéification autotherme de la biomasse pour produire un gaz de synthèse, le traitement de ce gaz de synthèse, et l'injection du gaz dans au moins un moteur à combustion interne couplé à un générateur électrique, permettant de produire de l'énergie électrique. Le procédé selon la présente invention permet en outre avantageusement de produire de l'énergie thermique. La présente invention concerne également une installation de production d'énergie électrique à partir de biomasse convenant à la mise en œuvre d'un tel procédé. L'installation selon la présente invention permet en outre avantageusement de produire de l'énergie thermique.
De nos jours, la diversification des ressources énergétiques représente un défi pour la majorité des pays. Les réserves de pétrole et de gaz naturel s'amenuisent, et nous risquons de manquer de ces ressources énergétiques fossiles dans un futur proche. Par ailleurs, la majorité des pays occidentaux, dont la France, dispose de peu de ressources fossiles pour produire de l'électricité, et la nécessité d'importer des énergies fossiles représente ainsi un coût considérable pour ces pays, dans un contexte où le prix du pétrole s'inscrit durablement à la hausse.
La volonté de développer des sources d'énergies respectueuses de l'environnement, doublée du constant souci de l'efficacité économique, ont fait des énergies renouvelables, une composante pleine et entière de la politique énergétique française.
Contrairement aux énergies fossiles, telles que le pétrole, le gaz naturel, et le charbon, qui augmentent la quantité de CO2 de l'atmosphère et ont des effets catastrophiques sur l'effet de serre, les énergies renouvelables contribuent au développement énergétique durable, puisqu'elles n'émettent pas de gaz à effet de serre. Le développement de sources d'énergies non fossiles renouvelables constitue ainsi un enjeu environnemental majeur.
La bio masse et les bio combustibles présentent le double avantage de constituer des combustibles et carburants de grande qualité, et de ne pas alourdir les rejets de gaz à effet de serre. En effet, la biomasse participe à la lutte contre le réchauffement climatique de la planète, dans la mesure où le CO2 dégagé par la combustion des bioénergies est compensée par le CO2 absorbé par les végétaux lors de leur croissance.
Par conséquent, il existait ainsi un besoin de mettre au point un nouveau procédé permettant de produire de l'électricité à partir de sources d'énergies renouvelables non fossiles. Par ailleurs, il existait également un besoin de valoriser la biomasse, en particulier les déchets et sous-produits, notamment les déchets verts.
La présente invention vient satisfaire ce besoin. La Demanderesse a ainsi découvert un nouveau procédé de production d'énergie électrique et d'énergie thermique à partir de biomasse par gazéification de ladite biomasse. Par ailleurs, le procédé selon la présente invention permet le traitement et la valorisation de toutes sortes de biocombustibles, tels que les déchets végétaux, ne nécessitant pas une étape préalable d'extraction de composés particuliers des plantes ou d'isolation de parties spécifiques des plantes. Ainsi, toute la biomasse telle que la biomasse végétale peut être utilisée dans le cadre de la présente invention, et toute la masse des végétaux, y compris les sous-produits des plantes, tels que les tiges, les feuilles, les coques, les herbes, les aiguilles, ou encore la paille, qui sont en général rejetés, peut être valorisée énergétiquement dans le procédé selon la présente invention.
En outre, le procédé de production d'énergie électrique à partir de biomasse selon la présente invention est relativement peu coûteux, dans la mesure où les composés de départ sont de la biomasse telle que des déchets ou des sous-produits d'industries. Par ailleurs, le procédé selon la présente invention permet de contribuer à la diminution des importations d'énergies fossiles concourrant à une économie significative en Tonnes Equivalent Pétrole (TEP). Enfin, le procédé de production d'énergie électrique selon la présente invention, comprenant la gazéification de la biomasse pour obtenir un gaz de synthèse, le lavage du gaz, puis l'injection du gaz de synthèse dans au moins un moteur à gaz couplé à un générateur électrique, est un procédé respectueux de l'environnement, puisqu'il contribue à la diminution des émissions des gaz à effet de serre. Aucun polluant atmosphérique n'est rejeté lors de l'étape de gazéification. En outre, il n'y a pas d'émission de CO2 lors de la gazéification de la biomasse végétale et la production de CO2 par le moteur à gaz est compensée par la fixation du gaz carbonique lors de la période de croissance des végétaux du fait du phénomène de photosynthèse. Le bilan théorique sur le gaz carbonique produit est donc neutre. L'utilisation de la biomasse végétale comme source d'énergie rentre ainsi dans le cycle naturel du carbone. On considère ainsi la biomasse végétale comme une énergie renouvelable neutre vis-à-vis de l'effet de serre.
La présente invention a ainsi pour objet un procédé de production d'énergie électrique à partir de biomasse comprenant les étapes successives suivantes : a) gazéification autotherme de la biomasse à l'air dans un réacteur, sous faible dépression, avantageusement à une température supérieure à 8000C, pour obtenir un gaz de synthèse, b) refroidissement du gaz de synthèse à une température non inférieure à 3000C, c) lavage du gaz de synthèse afin d'éliminer substantiellement les goudrons et/ou l'ammoniac, d) injection du gaz lavé dans au moins un moteur à gaz couplé à un générateur électrique, permettant de produire de l'énergie électrique.
Avantageusement selon la présente invention, la bio masse est au moins un déchet végétal, tel qu'un déchet agricole ou forestier, ou un sous-produit ou co-produit d'industries agro-alimentaires du type distilleries. En particulier, la biomasse peut contenir des marcs de raisins et/ou des plaquettes forestières, ou encore des écorces.
Dans un mode de réalisation particulier de la présente invention, le procédé comprend en outre une étape de séchage de la biomasse afin d'obtenir un taux d'humidité massique inférieur à 25% sur masse totale, préalablement à l'étape de gazéification a) de la biomasse. Selon une caractéristique particulière de la présente invention, le procédé comprend en outre une étape de broyage et/ou de calibrage de la biomasse, préalablement à l'étape de gazéification a) de la biomasse. Avantageusement selon la présente invention, de la vapeur d'eau est en outre injectée dans le réacteur de gazéification a) de la biomasse afin d'augmenter le rendement de gazéification.
Dans un exemple de réalisation particulier de la présente invention, la gazéification a) de la biomasse est réalisée dans un gazogène à lit mobile non fluidisé, sous agitation afin d'éviter la stagnation des cendres dans le réacteur de gazéification.
Selon une caractéristique particulière de la présente invention, le refroidissement b) du gaz de synthèse est réalisé par passage dudit gaz dans un récupérateur thermique contenant un fluide thermique, tel que de l'huile thermique. Avantageusement, ledit récupérateur thermique est couplé à un vaporiseur permettant de produire de la vapeur d'eau, ladite vapeur d'eau étant ensuite avantageusement utilisée pour entraîner une turbine à vapeur afin de produire de l'énergie électrique.
Dans un exemple de réalisation particulier, le procédé selon l'invention permet de produire de l'énergie thermique sous forme d'eau chaude ou de vapeur d'eau lors de l'étape de refroidissement b) du gaz de synthèse à l'aide du récupérateur thermique. Dans ce cas, la vapeur d'eau n'est pas valorisée dans une turbine à vapeur.
Selon un mode de réalisation particulier de la présente invention, au moins une partie des cendres et poussières entraînées dans le gaz de synthèse sont séparées du gaz par passage dans au moins un cyclone, en aval de la gazéification a) de la biomasse, préalablement à l'étape de lavage c) du gaz de synthèse.
Avantageusement selon la présente invention, le procédé comprend en outre au moins une étape de compression du gaz de synthèse en aval de la gazéification a) de la biomasse, avantageusement préalablement et/ou postérieurement à l'étape de lavage c) du gaz de synthèse. Dans un exemple de réalisation particulier de la présente invention, le lavage c) du gaz de synthèse est réalisé dans au moins un laveur à liquide organique par pulvérisation de liquide organique à contre-courant, afin d'épurer le gaz par piégeage des goudrons lourds et/ou légers dans le liquide organique.
Le liquide organique est typiquement choisi en fonction des goudrons produits selon le type de biomasse. Avantageusement, ce liquide organique spécifique peut être qualifié d'huile de synthèse. De manière avantageuse selon la présente invention, l'épuration des goudrons lourds est réalisée dans un premier étage de laveur à liquide organique par piégeage des goudrons lourds dans ce liquide organique, puis les goudrons lourds sont séparés du liquide organique, par exemple par centrifugation, avant d'être réinjectés comme combustibles dans le réacteur de gazéification.
De manière encore plus avantageuse selon la présente invention, l'épuration des goudrons légers est réalisée dans un deuxième étage de laveur à liquide organique par piégeage des goudrons légers dans ce liquide organique, ce liquide organique étant identique ou différent du liquide organique utilisé pour épurer les goudrons lourds, puis les goudrons légers sont séparés du liquide organique dans un séparateur air/liquide organique par injection d'air chaud à contre-courant, et l'air chaud chargé en goudrons légers est ensuite réinjecté dans la zone d'oxydation du réacteur de gazéification.
Avantageusement selon la présente invention, le lavage c) du gaz de synthèse est réalisé dans au moins un laveur à eau par pulvérisation d'eau à contre-courant, afin d'épurer le gaz par piégeage de l'ammoniac dans l'eau, avantageusement postérieurement au lavage du gaz des goudrons lourds et/ou légers.
De manière encore plus avantageuse selon la présente invention, l'ammoniac est séparé de l'eau dans un séparateur air/eau par injection d'air chaud à contre- courant, et l'air chaud chargé en ammoniac est ensuite réinjecté dans le réacteur de gazéification.
Dans un exemple de réalisation particulier de la présente invention, suite à l'étape de lavage c) du gaz de synthèse, et préalablement à son injection d) dans le moteur à gaz, ledit gaz présente un pouvoir calorifique inférieur compris entre 4 et 7 MJ/Nm3, est à une pression comprise entre 60 et 100 mbar, et à une température comprise entre 40 et 800C, avantageusement entre 40 et 600C.
Dans un mode de réalisation particulier de la présente invention, suite à l'injection d) du gaz dans le moteur à gaz, l'énergie des gaz d'échappement issus de la combustion dans ledit moteur à gaz est récupérée afin d'alimenter une chaudière pour produire de la vapeur d'eau, ladite vapeur d'eau étant ensuite avantageusement utilisée pour entraîner une turbine couplée à un générateur afin de produire de l'énergie électrique. Dans un exemple de réalisation particulier, l'énergie des gaz d'échappement issus de la combustion dans ledit moteur à gaz peut également être récupérée sous forme d'énergie thermique.
La présente invention a également pour objet une installation de production d'énergie électrique à partir de biomasse comprenant associés en série : un réacteur (1) de gazéification autotherme de la bio masse contenant des moyens d'injection d'air en continu durant toute la durée de la réaction de gazéification, générant un gaz de synthèse, un dispositif de refroidissement (2) du gaz de synthèse, - un dispositif de lavage (3) du gaz de synthèse afin d'éliminer substantiellement les goudrons et/ou l'ammoniac, et au moins un moteur à gaz (4) couplé à un générateur électrique, permettant de produire de l'énergie électrique.
Cette installation convient à la mise en œuvre du procédé selon la présente invention.
Avantageusement selon la présente invention, l'installation contient en outre un moyen de séchage (5) de la biomasse, tel qu'un séchoir basse température, en amont du réacteur (1) de gazéification de la biomasse.
Selon une caractéristique particulière, l'installation selon la présente invention contient en outre un moyen de broyage et/ou un moyen de calibrage de la biomasse, en amont du réacteur (1) de gazéification de la biomasse.
Dans un exemple de réalisation particulier de la présente invention, le réacteur (1) de gazéification de la biomasse est un gazogène à lit mobile non fluidisé, contenant des moyens d'injection d'air à contre-courant. Avantageusement selon la présente invention, le réacteur (1) de gazéification de la biomasse contient en outre des moyens d'injection de vapeur d'eau.
Dans un mode de réalisation particulier de la présente invention, le réacteur (1) de gazéification de la bio masse contient, dans sa partie inférieure, au moins un moyen d'agitation, tel qu'un bras agitateur rotatif muni de déflecteurs. Dans le cadre de la présente invention, le dispositif de refroidissement (2) du gaz de synthèse est typiquement un récupérateur thermique contenant un fluide thermique, tel que de l'huile thermique, ledit récupérateur thermique étant avantageusement couplé à un vaporiseur permettant de produire de la vapeur d'eau, ledit vaporiseur étant lui-même avantageusement couplé à une turbine à vapeur (6) afin de produire de l'énergie électrique.
Dans un exemple de réalisation particulier, l'installation selon la présente invention contient en outre au moins un cyclone (7), en aval du réacteur (1) de gazéification de la biomasse.
Selon une caractéristique particulière, l'installation selon la présente invention contient en outre au moins un dispositif de compression (8) du gaz de synthèse en aval du réacteur (1) de gazéification de la bio masse, avantageusement en amont et/ou en aval du dispositif de lavage (3) du gaz de synthèse.
Avantageusement selon la présente invention, le dispositif de lavage (3) du gaz de synthèse contient au moins un moyen de lavage des goudrons (3a), tel qu'un laveur à liquide organique, afin d'extraire les goudrons du gaz de synthèse. Avantageusement, le liquide organique est de l'huile de synthèse. Typiquement, le dispositif de lavage du gaz de synthèse (3) contient deux laveurs à liquide organique (3a) associés en série, en particulier un premier laveur à liquide organique pour piéger les goudrons lourds dans le liquide organique, suivi d'un deuxième laveur à liquide organique pour piéger les goudrons légers dans le liquide organique.
De manière encore plus avantageuse selon la présente invention, le dispositif de lavage du gaz de synthèse contient en outre, en sortie de dérivation du premier laveur à liquide organique (3a), un moyen de séparation des goudrons lourds du liquide organique, ainsi que des moyens de recirculation des goudrons lourds récupérés à la sortie du moyen de séparation vers le réacteur (1) de gazéification.
De manière particulièrement avantageuse selon la présente invention, le dispositif de lavage du gaz de synthèse contient en outre, en sortie de dérivation du deuxième laveur à liquide organique (3a), un séparateur air/liquide organique contenant des moyens d'injection d'air chaud à contre-courant pour séparer les goudrons légers du liquide organique, ainsi que des moyens de recirculation de l'air chaud chargé en goudrons légers récupéré à la sortie du séparateur air/liquide organique vers le réacteur (1) de gazéification.
Dans un mode de réalisation particulier de la présente invention, le dispositif de lavage (3) du gaz de synthèse contient au moins un moyen d'élimination de l'ammoniac (3b), tel qu'un laveur à eau, permettant d'épurer le gaz par piégeage de l'ammoniac dans l'eau.
Dans ce mode de réalisation, le dispositif de lavage du gaz de synthèse contient en outre avantageusement, en sortie de dérivation du laveur à eau (3b), un séparateur air/eau contenant des moyens d'injection d'air chaud à contre-courant pour séparer l'ammoniac de l'eau, ainsi que des moyens de recirculation de l'air chaud chargé en ammoniac récupéré à la sortie du séparateur air/eau vers le réacteur (1) de gazéification.
Selon une caractéristique particulière de la présente invention, l'installation contient en outre, en sortie du moteur à gaz (4), des moyens de récupération des gaz d'échappement issus de la combustion dans ledit moteur à gaz afin d'alimenter une chaudière pour produire de la vapeur d'eau, et l'installation contient en outre, en sortie de la chaudière, une turbine (6) couplée à un générateur afin de produire de l'énergie électrique.
Divers objets et avantages de la présente invention deviendront apparents pour l'homme du métier par le biais de références au dessin illustratif suivant : la figure 1 est une vue schématique d'une installation de production d'énergie électrique à partir de biomasse comprenant associés en série : - un moyen de séchage (5) de la biomasse, un réacteur de gazéification autotherme (1) de la biomasse partiellement séchée, contenant des moyens d'injection d'air en continu pour générer un gaz de synthèse, un dispositif de refroidissement (2) du gaz de synthèse, ledit dispositif (2) étant couplé en parallèle à une turbine vapeur (6), - un cyclone (7) afin de séparer du gaz de synthèse une partie des cendres et poussières entraînées dans le gaz, un premier surpresseur (8) afin de comprimer le gaz de synthèse préalablement au lavage du gaz, un dispositif de lavage (3) du gaz de synthèse afin d'extraire du gaz les goudrons et l'ammoniac, ledit dispositif (3) contenant en série un moyen de lavage des goudrons (3a) puis un moyen de lavage de l'ammoniac (3b), un deuxième surpresseur (8) afin de comprimer le gaz de synthèse suite au lavage du gaz, et un moteur à gaz (4) couplé à un générateur électrique, permettant de produire de l'énergie électrique, ledit moteur à gaz (4) étant par ailleurs couplé en parallèle à une turbine vapeur (6).
L'installation comporte par ailleurs une torchère (9), en sortie de dérivation des deux surpresseurs (8), afin de brûler épisodiquement l'excédent du gaz de synthèse si nécessaire, et de réguler ainsi le flux de gaz avant son entrée dans le moteur à gaz.
Avantageusement, la chaleur produite par le circuit eau chaude et l'énergie résiduelle des fumées du moteur sont utilisées pour le séchage de la biomasse.
Le procédé selon la présente invention permet de produire de l'énergie électrique par gazéification de la biomasse.
Par le terme de « biomasse », on entend au sens de la présente invention toute matière organique biodégradable issue d'un processus naturel, susceptible d'une valorisation énergétique. Ainsi, la biomasse peut être tout déchet carboné biodégradable. La biomasse peut être d'origine végétale, animale, ou peut être produite par l'activité humaine.
La biomasse peut notamment être : - le bois, par exemple sous forme de bûches, granulés et plaquettes; les sous-produits du bois qui recouvrent l'ensemble des déchets produits par l'exploitation forestière (branchage, écorces, sciures...), par les scieries (sciures, plaquettes...), par les industries de transformation du bois (menuiseries, fabricants de meubles, parquets) et par les fabricants de panneaux, ainsi que les emballages tels que les palettes; les sous-produits de l'industrie, tels les boues issues de la pâte à papier (liqueur noire) et les déchets des industries agroalimentaires (marcs de raisin et de café, pulpes et pépins de raisin etc.); les produits issus de l'agriculture traditionnelle (céréales, oléagineux), résidus tels que la paille, la balle de riz, la bagasse (résidus ligneux de la canne à sucre) et les nouvelles plantations à vocation énergétique telles que les taillis à courte rotation (saules, miscanthus, etc.); les déchets organiques tels que les déchets urbains comprenant les boues d'épuration, les ordures ménagères, et les déchets en provenance de l'agriculture tels que les effluents agricoles; ou les déchets issus de l'élevage comme les fumiers, litières, crottins, lisiers, etc .. Typiquement, la biomasse dans le cadre de l'invention est un déchet ou un sous-produit végétal, pouvant se décomposer, notamment un déchet agricole ou forestier, tel que les feuilles, les tiges, les gousses, les cosses ou les coques, les écorces, les aiguilles, la paille, les herbes, et leurs mélanges. On peut utiliser en particulier des marcs de raisins, des plaquettes forestières, ou leurs mélanges. A titre d'exemple, on peut ainsi utiliser toutes les plantes agricoles, et en particulier tous les restes ou sous-produits de ces plantes, notamment les racines telles que les racines d'endives, les déchets de lin, les noyaux de fruits, la bagasse, etc
A titre d'exemple, on peut aussi utiliser des lisiers de porcs, de la farine animale, ou encore des composts, tels que des boues de stations d'épuration mélangés avec des déchets verts.
Différents types de déchets peuvent être utilisés dans le procédé selon la présente invention.
Avantageusement selon la présente invention, la biomasse est séchée préalablement à l'étape de gazéification a) de la biomasse. Généralement, l'ensemble des produits biomasse ont naturellement une humidité d'environ 35 à 55% sur matière totale, par exemple de l'ordre de 40% sur matière totale.
Typiquement, la biomasse est séchée afin d'obtenir un taux d'humidité massique inférieur à 25% sur matière totale, avantageusement inférieur à 20% sur matière totale, avant d'être introduite dans le réacteur (1) de gazéification. Le séchage est avantageusement réalisé par injection d'air chaud. Dans un mode de réalisation particulier de la présente invention, le séchage de la biomasse est réalisé à basse température, soit à une température inférieure à 1000C, en particulier d'environ 80 à 95°C, dans un séchoir basse température. Par exemple, le séchoir contient un tapis micro-perforé qui transporte le produit depuis le silo d'alimentation jusqu'au point d'évacuation du produit. De l'air chaud est avantageusement injecté sur le tapis micro-perforé, plaquant ainsi le produit à sécher sur le tapis, et évitant par conséquent les envols en fin de séchage.
L'air chaud est typiquement généré par le passage d'air ambiant provenant d'un échangeur air/eau situé de préférence en partie haute du séchoir. Un ventilateur permet généralement de faire circuler cet air à l'intérieur du séchoir.
De manière particulièrement avantageuse selon la présente invention, on utilise l'eau chaude et/ou les fumées récupérées des moteurs à gaz (4) afin d'apporter l'énergie nécessaire pour réchauffer l'air qui va servir au séchage de la biomasse.
L'air saturé en eau peut ensuite être rejeté par une gaine d'évacuation (cheminée) en partie haute du séchoir.
Un système de régulation peut être utilisé afin de suivre et d'adapter l'allure de fonctionnement du séchoir pour garantir en permanence un taux d'humidité constant en sortie, soit de l'ordre de 20% ou 25% d'humidité sur matière totale.
Avantageusement, l'air en sortie n'est pas odorant : en effet, la température étant basse et le débit d'air important, aucune combustion de la biomasse n'est réalisée lors du séchage, et les rejets sont très dilués (dilution des COV en sortie du séchoir).
Les produits séchés transitent ensuite généralement vers un silo tampon en attendant d'être transformés en gaz de synthèse dans le gazéifïcateur. L'acheminement de la biomasse séchée vers le silo de stockage tampon peut être réalisé par un convoyeur mécanique.
Avant séchage, la biomasse peut être broyée si nécessaire, notamment lorsque la biomasse contient des plaquettes ou des écorces de végétaux. Généralement, le broyage est réalisé afin de calibrer la biomasse. Les particules broyées ont typiquement une granulométrie inférieure à 1 cm3.
Suite au séchage, la biomasse est avantageusement pesée par une unité de dosage, afin d'alimenter de façon constante le réacteur (1) de gazéification.
Typiquement, le produit est acheminé de façon continue vers le réacteur (1) de gazéification, par exemple par l'intermédiaire d'une vis d'alimentation à vitesse variable et d'un élévateur à godets. Une dernière vis d'alimentation apporte avantageusement le combustible au coeur du réacteur (1). Lors de l'étape de gazéification a), la biomasse qui est un combustible solide est convertie en gaz de synthèse.
Au sein du réacteur (1), la gazéification s'effectue typiquement dans une ambiance pauvre en O2. L'admission des produits et l'évacuation des cendres sont réalisées généralement en continu. Ainsi, le gaz de synthèse produit est en général aspiré et évacué en permanence. L'injection d'air dans le réacteur est avantageusement réalisée par injection d'air en continu durant toute la durée de la réaction de gazéification permettant de générer le gaz de synthèse.
Avantageusement selon la présente invention, la gazéification a) de la biomasse est réalisée à une température de sortie des gaz supérieure à 7000C, encore plus avantageusement à une température supérieure à 8000C, encore plus avantageusement à une température supérieure à 8500C, encore plus avantageusement à une température supérieure à 9000C, en particulier à une température supérieure à 9500C. La température du lit de biomasse peut quant à elle atteindre et dépasser 11000C. Le réacteur (1) de gazéification, que l'on peut encore appeler gazogène, fonctionne avantageusement à une pression proche de la pression atmosphérique. En particulier, le gazogène fonctionne sous une faible dépression, ce qui permet de limiter tout risque de fuite vers l'extérieur. La pression dans le réacteur (1) est typiquement de l'ordre de -10 à -5 mbar. Cette dépression est de préférence maintenue par un ventilateur surpresseur (8) placé après le réacteur (1) de gazéification. Ce ventilateur est typiquement mu par un moteur à fréquence variable.
Lors d'un démarrage à froid, la mise en température du réacteur (1) peut se faire grâce à un brûleur à gaz, que l'on vient installer de préférence au bas du réacteur pour la durée de la phase de réchauffage du foyer. Le brûleur est équipé de son système d'allumage et de détection de flamme et fonctionne généralement au gaz propane. Il permet de chauffer le réacteur jusqu'à une température nécessaire et suffisante (température d'auto inflammation de l'ordre de 5000C) pour que la gazéification puisse commencer seule.
Selon l'invention, la gazéification a) de la biomasse est avantageusement une gazéification autotherme, à l'air, contrairement aux gazéifications allothermes nécessitant un apport extérieur de chaleur. La gazéification a) de la biomasse est une combustion de la biomasse, s'effectuant par admission contrôlée d'air dans le réacteur (1). Le débit d'air injecté est typiquement de l'ordre de 1,5 à 2,5 par rapport au débit de biomasse à 20% sur masse totale (MT). Par exemple, le débit d'air injecté est de l'ordre du double du débit de bio masse à 20% sur masse totale (MT).
La gazéification est avantageusement contrôlée par la température de gazéification dans le réacteur (1). Cette température de gazéification est avantageusement ajustée en régulant la quantité d'air introduite de préférence par un ventilateur d'air d'alimentation situé en partie basse du réacteur (1). La distribution d'air dans le réacteur est avantageusement effectuée au travers d'une plaque support perforée. En fonction de la taille du gazéificateur, plusieurs arrivées d'air peuvent être prévues afin de répartir de manière homogène l'injection d'air. Des vannes à réglage manuel peuvent être installées sur chaque point d'injection d'air. De manière particulièrement avantageuse selon la présente invention, le gazogène contient des moyens d'injection d'air à contre-courant constitués par une multitude de buses réparties de manière homogène sous la surface du lit.
La température de gazéification permet d'atteindre un stade de "craquage" des chaînes carbonées pour générer un gaz contenant principalement de l'azote, du CO2, du monoxyde de carbone, de l'hydrogène, du méthane, etc. Ce gaz pauvre, dit de synthèse, est à faible valeur énergétique, mais est compatible avec l'utilisation d'un moteur à combustion interne. Par ailleurs, le gaz de synthèse est avantageusement dépourvu de dioxines et fur ânes.
Avantageusement, lors de la gazéification dans le réacteur (1), le temps de résidence de la biomasse dans le lit mobile à une température typiquement supérieure à
10500C, et en particulier de l'ordre de 11000C, est supérieur à 10 secondes, typiquement de l'ordre de 10 à 15 secondes, et le temps de résidence du gaz de synthèse est en général supérieur à 3 secondes, typiquement de l'ordre de 3,5 secondes.
Le réacteur (1) de gazéification est par exemple un réacteur vertical, de l'ordre de 15 à 20 m. Le réacteur (1) de gazéification est avantageusement un gazogène à lit mobile non fluidisé de hauteur constante pour un combustible donné. Il contient avantageusement des moyens d'injection d'air à contre-courant. La biomasse est typiquement introduite en partie médiane et centrale du réacteur (1) de gazéification, alors que l'injection d'air est réalisée en partie basse du réacteur (1).
Le réacteur (1) de gazéification est avantageusement équipé d'un agitateur, de préférence dans sa partie inférieure. Il permet de mélanger le produit, maintenir un lit de combustibles de hauteur constante (environ une vingtaine de centimètres), et convoie les cendres vers le ou les points bas de récupération de cendres en fond de réacteur (1).
La vitesse de rotation de l'agitateur ainsi que la vitesse d'élimination de cendres peut influer sur le rendement du gazéificateur. Cet agitateur est donc typiquement alimenté par un moteur à vitesse variable. Le mode de fonctionnement peut être automatique ou manuel.
De manière particulièrement avantageuse selon la présente invention, le réacteur (1) de gazéification contient, dans sa partie inférieure, un bras agitateur rotatif muni de déflecteurs. Les déflecteurs sont avantageusement disposés le long du bras. Un déplacement lent et régulier du lit de cendres du centre vers la périphérie du gazogène évite ainsi la stagnation de ces cendres, leur agglomération et donc leur vitrification.
Ce mode de réalisation est particulièrement adapté lorsque la biomasse contient des marcs de raisins. En effet, le marc de raisins contient une part non négligeable de potassium (environ 2 %), contrairement à d'autres combustibles tels que le bois qui en contiennent beaucoup moins. Cette part de potassium affecte de manière négative les cendres qui ont une forte tendance à se vitrifier (prise en masse avec formation de verre). Cette vitrification perturbe les flux aérauliques en bloquant les arrivées d'air et dégradent donc le fonctionnement du gazogène. L'utilisation d'un bras agitateur rotatif muni de déflecteurs dans le gazogène permet donc d'éviter la vitrification des cendres.
Avantageusement selon la présente invention, on injecte de la vapeur dans le réacteur (1) lors de l'étape de gazéification a) de la biomasse. La Demanderesse a découvert que l'injection de vapeur d'eau dans le réacteur (1) de gazéification, en particulier dans l'air d'admission, avait tendance à « craquer » les derniers % de carbone contenus dans les cendres, et d'améliorer ainsi significativement le rendement de gazéification. Sans ajout de vapeur d'eau dans le réacteur (1) de gazéification, le rendement du gazogène est typiquement de l'ordre de 60 à 75%, par exemple aux environs de
70%.
Avec ajout de vapeur d'eau en faible quantité dans le réacteur (1) de gazéification, le rendement du gazogène est typiquement de l'ordre de 70 à 80%, en particulier de l'ordre de 75 à 80%, par exemple aux environs de 77%.
Le réacteur (1) de gazéification génère essentiellement le gaz de synthèse, qui est de préférence évacué par une gaine placée en partie supérieure du réacteur et connectée au dispositif de lavage du gaz. Le réacteur ne possède avantageusement pas de cheminée au sens rejet d'échappement. La température du gaz en sortie du réacteur est typiquement d'environ 700 à 10000C, par exemple de l'ordre de 8500C.
En sortie de réacteur (1), le gaz de synthèse contient principalement du monoxyde de carbone, du dioxyde de carbone, du méthane, de l'hydrogène et de l'azote. Avantageusement selon l'invention, le gaz de synthèse est dépourvu de dioxines et de furanes. Typiquement, le gaz de synthèse contient (% en volume) : 10 à
20% de CO, par exemple de l'ordre de 15% de CO, 10 à 20% de CO2, par exemple de l'ordre de 15% de CO2, 2 à 8% de CH4, par exemple de l'ordre de 5% de CH4, 5 à 15% de H2, par exemple de l'ordre de 10% de H2, et 45 à 55% de N2, par exemple de l'ordre de 50% de N2. Le gaz de synthèse est apte à la combustion dans des moteurs à combustion interne, et a avantageusement un indice de méthane supérieur à 70.
Dans un exemple de réalisation particulier de la présente invention, le gaz de synthèse a la composition suivante (% en volume) :
Méthane (CH4) : 4,26%
Ethane (C2H6) : 0,21 % Propane (C3H8) : 0,03 %
Butane (C4Hi0) : 0,03 %
Pentane (C5Hi2) : 0,01 %
Ethylène (C2H4) : 1,11 %
Propylène/Propène (C3H6) : 0,13 % Benzène (C6H6) : 0,13 %
Dioxyde de Carbone (CO2) : 12,05 %
Monoxyde de carbone (CO) : 14,07 % Hydrogène (H2) : 4,25 % Azote (N2) : 48,57 % Vapeur d'eau (H2O) : 14,74% Dioxyde de soufre (SO2) : 0,06% Ammoniac : 0,35 %
Le gaz est aussi chargé en goudrons qui seront éliminés lors des phases de lavage.
Les cendres collectées en fond de gazogène (1) sont avantageusement refroidies puis transportées, par exemple dans un convoyeur fermé, jusqu'à un silo de stockage des cendres de fond. Ces cendres peuvent ensuite être valorisées en épandage agricole ou pour la réalisation d'amendements agricoles.
Suite à la gazéification a) de la biomasse, le gaz peut être avantageusement soumis à une épuration primaire par injection d'air contrôlée dans le gazogène, typiquement en tête du gazogène. En particulier, l'injection d'air est réalisée en partie supérieure du gazogène, typiquement au-dessus de la vis d'alimentation de la biomasse. L'air injecté peut être chauffé ou être à température ambiante. De l'air majoritairement est injecté dans le réacteur, mais il peut aussi être enrichi en O2 et/ou en vapeur. L'épuration primaire du gaz de synthèse permet de craquer les goudrons générés dans le fond du réacteur pour délester le laveur de gaz situé en aval, faire réagir le carbone des cendres entraînées par la génération du gaz pour le transformer en gaz combustible (amélioration du rendement), et réduire les quantités de cendres collectées par le cyclone (7).
Suite à la gazéification a) de la bio masse et suite éventuellement à l'épuration primaire, le gaz de synthèse obtenu est soumis à une étape de refroidissement b), typiquement à l'aide d'un échangeur thermique (2). Lors du refroidissement b), le gaz traverse avantageusement un récupérateur thermique (2), type tubes de fumées à contre-courant. Ce récupérateur (2) permet de refroidir le gaz de synthèse jusqu'à une température supérieure à 3000C, avantageusement supérieure à environ 3200C, en particulier supérieure à environ 3500C, par exemple à l'aide d'un fluide thermique tel que de l'huile thermique. La température du gaz de synthèse suite au refroidissement b) ne doit pas être trop basse, afin d'éviter que les goudrons ne se déposent et colmatent les conduites de circulation.
Avantageusement, le dispositif de refroidissement (2) du gaz de synthèse est spécifique au gaz produit. Il s'agit typiquement d'un dispositif vertical, dans lequel le gaz passe du haut vers le bas, et le fluide thermique du bas vers le haut.
Des capteurs de température permettent de contrôler la température de l'huile thermique dans le récupérateur et en sortie de ce récupérateur.
De manière particulièrement avantageuse selon la présente invention, le dispositif de refroidissement (2) du gaz de synthèse est couplé à un vaporiseur pour produire de la vapeur entraînant une turbine à vapeur (6), permettant de produire de l'énergie électrique. Le dispositif de refroidissement (2) du gaz de synthèse peut permettre également de produire de l'énergie thermique sous forme d'eau chaude ou de vapeur d'eau. Selon une caractéristique particulière de la présente invention, au moins une partie des cendres et poussières entraînées dans le gaz de synthèse sont séparées du gaz par passage dans au moins un cyclone (7), en aval de la gazéification a) de la biomasse, préalablement à l'étape de lavage c) du gaz de synthèse.
Par exemple, suite au refroidissement b) et/ou préalablement au refroidissement b), le gaz de synthèse passe à travers un cyclone (7) pour lui retirer les poussières fines contenues dans le gaz.
Le gaz de synthèse est ensuite avantageusement comprimé, préalablement à l'étape de lavage c). Typiquement après avoir traversé le cyclone (7), le gaz est aspiré par un premier surpresseur (8), permettant de maintenir le gazéificateur (1) en légère dépression (de l'ordre de -5 mbar), et donc d'aspirer le gaz à travers le récupérateur thermique (2) et le cyclone (7).
En sortie du surpresseur (8), le gaz est comprimé entre environ 50 et 75 mbar, avantageusement entre 60 et 70 mbar, au-dessus de la pression atmosphérique, afin de fonctionner en légère surpression dans le système de lavage (3) du gaz.
Le gaz, avantageusement comprimé, est ensuite lavé afin d'éliminer substantiellement les goudrons et/ou l'ammoniac. La teneur en goudrons à l'entrée du lavage est typiquement de 25 g/Nm3 et est réduite à 100 mg/Nm3 en sortie du lavage. La teneur en ammoniac à l'entrée du laveur est typiquement de 4000 à 5000 mg/Nm3 et est réduite à 40-50 mg/Nm3 en sortie.
Le lavage c) du gaz comporte avantageusement une première étape d'extraction des goudrons dans au moins un dispositif de lavage des goudrons (3a). Le lavage des goudrons est typiquement réalisée dans au moins un laveur à huile par pulvérisation d'huile de synthèse (liquide organique) à contre-courant. Pour des raisons de simplification, l'huile de synthèse sera qualifiée d'huile ci-dessous.
Selon une caractéristique particulière de la présente invention, les goudrons lourds sont tout d'abord éliminés dans un premier étage de laveur à huile (scrubber), typiquement à une température de l'ordre de 300 à 3500C. Le laveur à huile (scrubber) est typiquement alimenté en huile à partir d'un petit réservoir de stockage tampon.
Dans ce laveur à huile, de préférence vertical, le gaz entre en partie basse et circule de bas en haut, tandis que l'huile est pulvérisée à travers des buses, à contre-courant, en partie haute de la colonne. Le gaz de synthèse est ainsi épuré de la majeure partie des goudrons lourds qui se retrouvent piégés dans l'huile.
L'huile chargée en goudrons lourds est ensuite envoyée vers un moyen de séparation des goudrons lourds de l'huile, ce moyen de séparation étant relié à la sortie de dérivation du laveur à huile. Le moyen de séparation des goudrons lourds de l'huile peut par exemple être une centrifugeuse. L'huile est ensuite en général réinjectée dans le réservoir de stockage tampon.
Les goudrons récupérés, quant à eux, sont avantageusement réinjectés comme combustibles dans le réacteur (1) de gazéification afin d'y être brûlés totalement.
Suite au lavage des goudrons lourds, on procède avantageusement au lavage des goudrons légers. Le gaz de synthèse est ainsi transféré dans un deuxième laveur à huile (scrubber), placé en aval du premier laveur à huile qui a été utilisé pour épurer les goudrons lourds. De la même façon que dans le premier laveur à huile, un liquide organique (huile de synthèse) est pulvérisé à contre courant dans ce deuxième laveur à huile afin d'extraire les goudrons légers du gaz. L'huile peut être identique ou différente de l'huile utilisée pour épurer les goudrons lourds.
Suite au passage dans ce deuxième laveur à huile, le gaz de synthèse est ainsi épuré de la majeure partie des goudrons légers qui se retrouvent piégés dans l'huile. L'huile chargée en goudrons légers est ensuite envoyée vers un moyen de séparation des goudrons légers de l'huile, ce moyen de séparation étant relié à la sortie de dérivation du deuxième laveur à huile. Le moyen de séparation des goudrons légers de l'huile est typiquement un séparateur air/huile (stripper air/huile), dans lequel est injecté de l'air chaud à contre-courant. L'air chaud est typiquement injecté dans ce séparateur air/huile à une température de l'ordre de 160 à 2000C, en particulier à une température comprise entre 1800C et 1900C.
L'air chaud est de préférence injecté en partie basse du séparateur air/huile, tandis que l'huile est injectée en partie haute. Les goudrons sont alors transférés dans l'air, et l'huile propre peut alors être renvoyée dans le deuxième étage de laveur à huile. La colonne du séparateur air/huile est avantageusement remplie d'un garnissage permettant d'augmenter au maximum la surface d'échange.
L'air chaud chargé en goudrons légers peut ensuite être réinjecté dans le réacteur de gazéification (1) en tant qu'air de combustion.
Le gaz épuré des goudrons est ensuite avantageusement dirigé vers un système de lavage (3b) afin d'éliminer une grande partie du NH3 (ammoniac).
Préalablement à l'introduction du gaz dans le dispositif de lavage de l'ammoniac (3b), le gaz est avantageusement refroidi jusqu'à une température de l'ordre de 20 à 300C, par exemple aux environs de 25°C, par exemple dans un condenseur à double étage. Les condensats chargés en NH3 peuvent ensuite être envoyés dans un séparateur air/eau (stripper à air/eau), pour un prétraitement de cette eau de déconcentration.
Dans un mode de réalisation particulier de la présente invention, le dispositif de lavage de l'ammoniac (3b) est un dispositif de lavage à l'eau, tel qu'un laveur à eau (scrubber à eau), par pulvérisation d'eau à contre-courant. Le principe du lavage à l'eau consiste à faire absorber l'ammoniac (NH3) contenu dans le gaz par de l'eau.
Comme dans le laveur à huile (scrubber), l'huile étant ici remplacée par de l'eau, le gaz circule avantageusement de bas en haut dans le laveur à eau, tandis que l'eau est pulvérisée à contre-courant. La colonne du laveur à eau est avantageusement équipée d'un garnissage (petits éléments disposés en structure ordonnée) qui permet une meilleure absorption du NH3 par l'eau : le gaz est alors obligé d'emprunter des trajets sinueux, et entre donc plus en contact avec l'eau (augmentation de la surface d'échange).
Typiquement, le système de lavage à l'eau (3b) permet de diminuer la concentration en NH3 dans le gaz d'environ 4000 - 5000 mg/Nm3 de gaz à 25 mg/Nm3 de gaz.
Suite au passage dans ce laveur à eau (3b), le gaz de synthèse est ainsi épuré de la majeure partie de l'ammoniac qui se retrouve piégé dans l'eau. Ainsi, en sortie du laveur à eau (3b), le gaz propre peut alors être envoyé vers la centrale de production d'énergie, encore appelée centrale de cogénération, pour l'alimentation des moteurs à gaz (4). Préalablement à l'injection d) du gaz dans les moteurs à gaz (4), le gaz est comprimé à l'aide d'un surpresseur (8) à une pression supérieure à la pression atmosphérique, typiquement à une pression comprise entre 50 et 140 mbar, avantageusement comprise entre 60 et 100 mbar.
L'eau chargée en ammoniac est ensuite envoyée vers un moyen de séparation de l'ammoniac et de l'eau, ce moyen de séparation étant relié à la sortie de dérivation du laveur à eau. Le moyen de séparation de l'ammoniac de l'eau est typiquement un séparateur air/eau (stripper air/eau), dans lequel est injecté de l'air chaud à contre- courant. L'air chaud est typiquement injecté dans ce séparateur air/eau à une température de l'ordre de 30 à 700C, en particulier à une température comprise entre 35°C et 55°C.
L'air chaud est de préférence injecté en partie basse du séparateur air/eau, tandis que l'eau est injectée en partie haute. L'ammoniac dissous dans l'eau est capté par l'air chaud, l'air chaud provoquant une chute de la pression partielle du NH3 et permettant ainsi son dégazage. La colonne du séparateur air/eau est avantageusement remplie d'un garnissage poreux, permettant d'augmenter au maximum la surface d'échange.
L'air chaud contenant le NH3 sort ensuite par le haut de colonne du séparateur air/eau avant d'être réinjecté dans le réacteur de gazéification (1) en tant qu'air de combustion. De manière particulièrement avantageuse selon la présente invention, l'air chaud chargé en ammoniac est d'abord envoyé en partie basse du séparateur air/huile (stripper air/huile) qui est alors utilisé pour séparer les goudrons légers de l'huile. Puis, l'air chaud chargé en ammoniac et en goudrons légers est réinjecté dans le réacteur de gazéification (1).
L'eau propre récupérée en bas de colonne du séparateur air/eau est avantageusement refroidie, puis réutilisée dans le laveur à eau (scrubber à eau).
Préalablement au lavage c) du gaz de synthèse, de préférence en sortie du premier surpresseur (8), un système de dérivation (by-pass) est installé notamment pour la phase de démarrage de l'installation. Sur ce système de dérivation, une torchère (9) permet de brûler épisodiquement l'excédent du gaz de synthèse si nécessaire. Lors de la montée en température et en puissance (0 à 100%) du gazéifïcateur
(1), les premiers gaz produits sont avantageusement brûlés en torchère tant que le gazéifïcateur n'a pas atteint 70% de charge, le système de lavage (3) ne pouvant fonctionner correctement qu'à partir de cette charge. Ce by-pass est aussi utilisé en cas de dysfonctionnement du système de lavage (3) ou du deuxième surpresseur (8). Suite au système de lavage (3) du gaz de synthèse, de préférence en sortie du deuxième surpresseur (8), un deuxième système de dérivation (by-pass) est installé notamment en cas d'arrêt partiel ou total de l'unité de cogénération (arrêt des moteurs). En effet, l'inertie du système de gazéification est telle que le système ne peut répondre instantanément. Le gaz produit en excès est alors brûlé en torchère, ce qui permet de réguler ainsi le flux de gaz avant son entrée dans le moteur à gaz (4).
Une conduite de dérivation (by-pass) est ainsi de préférence reliée à la sortie de dérivation de chacun des deux surpresseurs (8) qui sont avantageusement en amont et en aval du dispositif de lavage (3a, 3b) du gaz (Cf. Figure 1).
La torchère (9) est un dispositif de brûlage de gaz utilisé très épisodiquement, solution temporaire nécessaire dans les phases de démarrage ou pour palier le manque de réactivité du gazogène (1) lors d'un arrêt d'urgence ou lors de variations brutales de la charge des moteurs (4).
Suite au lavage c) du gaz de synthèse, et préalablement à son injection d) dans le moteur à gaz (4), ledit gaz présente un pouvoir calorifique inférieur (PCI) compris entre 4 et 10 MJ/Nm3, avantageusement compris entre 4 et 6 MJ/Nm3. Ensuite, l'injection du gaz lavé dans au moins un moteur à gaz (4) couplé à un générateur électrique permet de produire de l'énergie électrique. A titre d'exemple, lkg/h de biomasse séchée à 20% d'humidité sur la masse totale permet de produire IkWh d'électricité. Typiquement, le rendement du moteur à gaz (4) est de l'ordre de 32 à 38%, notamment de l'ordre de 33 à 36%.
Typiquement, le rendement des turbines à vapeur (6) est de l'ordre de 21 à 27%, par exemple de l'ordre de 24 à 25%.
Typiquement, le rendement global du procédé (énergie électrique et thermique) est de l'ordre de 75 à 85%, par exemple de l'ordre de 80% avec turbine.
Le moteur (4) peut être un moteur à combustion interne à gaz à allumage commandé ou à injection pilote de fioul.
De préférence, l'installation selon la présente invention contient plusieurs moteurs à gaz (4). Selon une caractéristique particulière de la présente invention, de l'eau glycolée circule en circuit fermé dans les canalisations, afin de refroidir les moteurs à gaz (4).
De manière particulièrement avantageuse selon la présente invention, suite à l'injection d) du gaz dans le moteur à gaz (4), les gaz d'échappement issus de la combustion dans ledit moteur à gaz sont récupérés afin d'alimenter une chaudière pour produire de la vapeur d'eau, ladite vapeur d'eau étant ensuite avantageusement utilisée pour entraîner une turbine (6) couplée à un générateur afin de produire de l'énergie électrique.

Claims

REVENDICATIONS
1. Procédé de production d'énergie électrique à partir de biomasse comprenant les étapes successives suivantes : a) gazéification autotherme de la biomasse à l'air dans un réacteur, sous faible dépression, avantageusement à une température supérieure à 8000C, pour obtenir un gaz de synthèse, b) refroidissement du gaz de synthèse à une température non inférieure à 3000C, c) lavage du gaz de synthèse afin d'éliminer substantiellement les goudrons et/ou l'ammoniac, et d) injection du gaz lavé dans au moins un moteur à gaz couplé à un générateur électrique, permettant de produire de l'énergie électrique.
2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la biomasse est au moins un déchet végétal, tel qu'un déchet agricole ou forestier, en particulier des marcs de raisins et/ou des plaquettes forestières.
3. Procédé selon la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce qu'il comprend en outre une étape de séchage de la biomasse afin d'obtenir un taux d'humidité massique inférieur à 25% sur masse totale, préalablement à l'étape de gazéification a) de la biomasse.
4. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, caractérisé en ce qu'il comprend en outre une étape de broyage et/ou de calibrage de la bio masse, préalablement à l'étape de gazéification a) de la biomasse.
5. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que de la vapeur d'eau est en outre injectée dans le réacteur de gazéification a) de la bio masse afin d'augmenter le rendement de gazéification.
6. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que la gazéification a) de la bio masse est réalisée dans un gazogène à lit mobile non fluidisé, sous agitation afin d'éviter la stagnation des cendres dans le réacteur de gazéification.
7. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que le refroidissement b) du gaz de synthèse est réalisé par passage dudit gaz dans un récupérateur thermique contenant un fluide thermique, tel que de l'huile thermique, ledit récupérateur thermique étant avantageusement couplé à un vaporiseur permettant de produire de la vapeur d'eau, ladite vapeur d'eau étant ensuite avantageusement utilisée pour entraîner une turbine à vapeur afin de produire de l'énergie électrique.
8. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'au moins une partie des cendres entraînées dans le gaz de synthèse sont séparées du gaz par passage dans au moins un cyclone, en aval de la gazéification a) de la biomasse, préalablement à l'étape de lavage c) du gaz de synthèse.
9. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il comprend en outre au moins une étape de compression du gaz de synthèse en aval de la gazéification a) de la biomasse, avantageusement préalablement et/ou postérieurement à l'étape de lavage c) du gaz de synthèse.
10. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que le lavage c) du gaz de synthèse est réalisé dans au moins un laveur à liquide organique par pulvérisation de liquide organique à contre-courant, afin d'épurer le gaz par piégeage des goudrons lourds et/ou légers dans le liquide organique.
11. Procédé selon la revendication 10, caractérisé en ce que l'épuration des goudrons lourds est réalisée dans un premier étage de laveur à liquide organique par piégeage des goudrons lourds dans ce liquide organique, puis les goudrons lourds sont séparés du liquide organique avant d'être réinjectés comme combustibles dans le réacteur de gazéification.
12. Procédé selon la revendication 11, caractérisé en ce que l'épuration des goudrons légers est réalisée dans un deuxième étage de laveur à liquide organique par piégeage des goudrons légers dans ce liquide organique, ce liquide organique étant identique ou différent du liquide organique utilisé pour épurer les goudrons lourds, puis les goudrons légers sont séparés du liquide organique dans un séparateur air/liquide organique par injection d'air chaud à contre-courant, et l'air chaud chargé en goudrons légers est ensuite réinjecté dans le réacteur de gazéification.
13. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que le lavage c) du gaz de synthèse est réalisé dans au moins un laveur à eau par pulvérisation d'eau à contre-courant, afin d'épurer le gaz par piégeage de l'ammoniac dans l'eau, avantageusement postérieurement au lavage du gaz des goudrons lourds et/ou légers.
14. Procédé selon la revendication 13, caractérisé en ce que l'ammoniac est séparé de l'eau dans un séparateur air/eau par injection d'air chaud à contre-courant, et l'air chaud chargé en ammoniac est ensuite réinjecté dans le réacteur de gazéification.
15. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que, suite à l'étape de lavage c) du gaz de synthèse, et préalablement à son injection d) dans le moteur à gaz, ledit gaz présente un pouvoir calorifique inférieur compris entre 4 et 7 MJ/Nffi3, est à une pression comprise entre 60 et 100 mbar, et à une température comprise entre 40 et 800C.
16. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que, suite à l'injection d) du gaz dans le moteur à gaz, l'énergie des gaz d'échappement issus de la combustion dans ledit moteur à gaz est récupérée afin d'alimenter une chaudière pour produire de la vapeur d'eau, ladite vapeur d'eau étant ensuite avantageusement utilisée pour entraîner une turbine couplée à un générateur afin de produire de l'énergie électrique.
17. Installation de production d'énergie électrique à partir de biomasse comprenant associés en série : un réacteur (1) de gazéification autotherme de la bio masse contenant des moyens d'injection d'air en continu durant toute la durée de la réaction de gazéification générant un gaz de synthèse, - un dispositif de refroidissement (2) du gaz de synthèse, un dispositif de lavage (3) du gaz de synthèse afin d'éliminer substantiellement les goudrons et/ou l'ammoniac, et au moins un moteur à gaz (4) couplé à un générateur électrique, permettant de produire de l'énergie électrique.
18. Installation selon la revendication 17, caractérisée en ce qu'elle contient en outre un moyen de séchage (5) de la biomasse, tel qu'un séchoir basse température, en amont du réacteur (1) de gazéification de la biomasse.
19. Installation selon la revendication 17 ou 18, caractérisée en ce qu'elle contient en outre un moyen de broyage et/ou un moyen de calibrage de la biomasse, en amont du réacteur (1) de gazéification de la biomasse.
20. Installation selon l'une quelconque des revendications 17 à 19, caractérisée en ce que le réacteur (1) de gazéification de la biomasse est un gazogène à lit mobile non fluidisé, contenant des moyens d'injection d'air à contre-courant.
21. Installation selon l'une quelconque des revendications 17 à 20, caractérisée en ce que le réacteur (1) de gazéification de la bio masse contient en outre des moyens d'injection de vapeur d'eau.
22. Installation selon l'une quelconque des revendications 17 à 21, caractérisée en ce que le réacteur (1) de gazéification de la bio masse contient, dans sa partie inférieure, au moins un moyen d'agitation, tel qu'un bras agitateur rotatif muni de déflecteurs.
23. Installation selon l'une quelconque des revendications 17 à 22, caractérisée en ce que le dispositif de refroidissement (2) du gaz de synthèse est un récupérateur thermique contenant un fluide thermique, tel que de l'huile thermique, ledit récupérateur thermique étant avantageusement couplé à un vaporiseur permettant de produire de la vapeur d'eau, ledit vaporiseur étant lui-même avantageusement couplé à une turbine à vapeur (6) afin de produire de l'énergie électrique.
24. Installation selon l'une quelconque des revendications 17 à 23, caractérisée en ce qu'elle contient en outre au moins un cyclone (7), en aval du réacteur (1) de gazéification de la biomasse.
25. Installation selon l'une quelconque des revendications 17 à 24, caractérisée en ce qu'elle contient en outre au moins un dispositif de compression (8) du gaz de synthèse, en aval du réacteur (1) de gazéification de la bio masse, avantageusement en amont et/ou en aval du dispositif de lavage (3) du gaz de synthèse.
26. Installation selon l'une quelconque des revendications 17 à 25, caractérisée en ce que le dispositif de lavage (3) du gaz de synthèse contient au moins un laveur à liquide organique (3a), avantageusement deux laveurs à liquide organique en série, en particulier un premier laveur à liquide organique pour piéger les goudrons lourds dans le liquide organique, suivi d'un deuxième laveur à liquide organique pour piéger les goudrons légers dans le liquide organique.
27. Installation selon la revendication 26, caractérisée en ce que le dispositif de lavage (3) du gaz de synthèse contient en outre, en sortie du premier laveur à liquide organique (3a), un moyen de séparation des goudrons lourds du liquide organique, ainsi que des moyens de recirculation des goudrons lourds récupérés à la sortie du moyen de séparation vers le réacteur (1) de gazéification.
28. Installation selon la revendication 26 ou 27, caractérisée en ce que le dispositif de lavage (3) du gaz de synthèse contient en outre, en sortie du deuxième laveur à liquide organique (3a), un séparateur air/liquide organique contenant des moyens d'injection d'air chaud à contre-courant pour séparer les goudrons légers du liquide organique, ainsi que des moyens de recirculation de l'air chaud chargé en goudrons légers récupéré à la sortie du séparateur air/liquide organique vers le réacteur (1) de gazéification.
29. Installation selon l'une quelconque des revendications 17 à 28, caractérisée en ce que le dispositif de lavage (3) du gaz de synthèse contient au moins un laveur à eau (3b) permettant d'épurer le gaz par piégeage de l'ammoniac dans l'eau.
30. Installation selon la revendication 29, caractérisé en ce que le dispositif de lavage (3) du gaz de synthèse contient en outre, en sortie du laveur à eau (3b), un séparateur air/eau contenant des moyens d'injection d'air chaud à contre-courant pour séparer l'ammoniac de l'eau, ainsi que des moyens de recirculation de l'air chaud chargé en ammoniac récupéré à la sortie du séparateur air/eau vers le réacteur (1) de gazéification.
31. Installation selon l'une quelconque des revendications 17 à 30, caractérisée en ce qu'elle contient en outre, en sortie du moteur à gaz (4), des moyens de récupération des gaz d'échappement issus de la combustion dans ledit moteur à gaz afin d'alimenter une chaudière pour produire de la vapeur d'eau, et en ce qu'elle contient en outre, en sortie de la chaudière, une turbine (6) couplée à un générateur afin de produire de l'énergie électrique.
EP07727865A 2006-04-05 2007-04-05 Procédé de production d'énergie électrique à partir de biomasse Withdrawn EP2016158A1 (fr)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR0602974A FR2899596B1 (fr) 2006-04-05 2006-04-05 Procede de production d'energie electrique a partir de biomasse
PCT/EP2007/053397 WO2007113330A1 (fr) 2006-04-05 2007-04-05 Procédé de production d'énergie électrique à partir de biomasse

Publications (1)

Publication Number Publication Date
EP2016158A1 true EP2016158A1 (fr) 2009-01-21

Family

ID=37450997

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP07727865A Withdrawn EP2016158A1 (fr) 2006-04-05 2007-04-05 Procédé de production d'énergie électrique à partir de biomasse

Country Status (3)

Country Link
EP (1) EP2016158A1 (fr)
FR (1) FR2899596B1 (fr)
WO (1) WO2007113330A1 (fr)

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2453384A (en) * 2007-10-05 2009-04-08 Geoffrey Leslie Bigault Energy generation from biomass
US8206471B1 (en) 2008-05-15 2012-06-26 American Bio Energy Converting Corp. Systems, apparatus and methods for optimizing the production of energy products from biomass, such as sawmill waste
US8353973B2 (en) 2008-05-15 2013-01-15 Tharpe Jr Johnny M Apparatus, system, and method for producing bio-fuel utilizing concentric-chambered pyrolysis
US9464234B1 (en) 2008-05-15 2016-10-11 John M. Tharpe, Jr. Systems, apparatus and methods for optimizing the rapid pyrolysis of biomass
GB0912214D0 (en) 2009-07-14 2009-08-26 Eden Robert D Pyrolyser
PT105874A (pt) 2011-09-02 2013-03-04 Iberfer Equipamentos E Construcoes Tecn S A Processo de conversão de energia térmica da biomassa em energia eléctrica e instalação de produção de energia eléctrica para a realização do referido processo
US9447325B1 (en) 2013-03-12 2016-09-20 Johnny Marion Tharpe, Jr. Pyrolysis oil composition derived from biomass and petroleum feedstock and related systems and methods
US9068121B1 (en) 2013-03-13 2015-06-30 Johnny Marion Tharpe, Jr. Systems, apparatus and methods for optimizing the pyrolysis of biomass using thermal expansion
FR3065058B1 (fr) * 2017-04-11 2019-04-19 Cho Power Procede et installation de production d'electricite a partir d'une charge de csr

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE10047787A1 (de) * 2000-09-20 2002-03-28 Ver Energiewerke Ag Verfahren zur Brenngaserzeugung aus Hausmüll und ähnlichen Abfällen durch Pyrolyse mit nachgeschalteter Umwandlung der Pyrolyseprodukte Schwelgas und Schwelkoks in Permanentgas
DE10057116A1 (de) * 2000-11-16 2002-06-20 Ebu Gmbh Energiebuero Umweltte Verfahren zur Herstellung von Wasserstoff oder wasserstoffreichem Gas aus biologischen Abfällen, Klärschlamm und sonstigen kohlenstoffhaltigen Verbindungen
DE10149649A1 (de) * 2001-10-09 2003-04-24 Bu Bioenergie & Umwelttechnik Verfahren zur hocheffizienten Stromerzeugung aus Biomassen und sonstigen kohlenstoffhaltigen Rohstoffen
TW200519072A (en) * 2003-08-21 2005-06-16 Pearson Technologies Inc Process and apparatus for the production of useful products from carbonaceous feedstock
US7328805B2 (en) * 2003-09-08 2008-02-12 Charah Enviromental, Inc. Method and system for beneficiating gasification slag

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See references of WO2007113330A1 *

Also Published As

Publication number Publication date
FR2899596A1 (fr) 2007-10-12
WO2007113330A1 (fr) 2007-10-11
FR2899596B1 (fr) 2010-03-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2016158A1 (fr) Procédé de production d'énergie électrique à partir de biomasse
Susastriawan et al. Small-scale downdraft gasifiers for biomass gasification: A review
Fagernäs et al. Drying of biomass for second generation synfuel production
Saravanakumar et al. Thermochemical conversion of large-size woody biomass for carbon neutrality: Principles, applications, and issues
AU2009231575B2 (en) Autothermal and mobile torrefaction devices
US20110297885A1 (en) Process to convert biomass
US9562204B2 (en) Method and apparatus for pelletizing blends of biomass materials for use as fuel
CA2761299C (fr) Procede de traitement thermique d'une biomasse en relation avec une installation de chauffage
US9127227B2 (en) Method and apparatus for processing biomass material
JP5938788B2 (ja) 湿潤バイオマスを、熱化学的に炭化、およびガス化する方法
KR101796461B1 (ko) 고농도 바이오매스 함량을 갖는 석탄-바이오매스 혼합연료 제조방법
US20160304800A1 (en) Torrefaction Process
EA018161B1 (ru) Способ и аппарат для производства торрефицированного лигноцеллюлозного материала
CN201225195Y (zh) 生物秸秆气化联合循环发电系统
JP2010222474A (ja) バイオマス炭の製造方法およびこれに用いるバイオマス炭の製造装置
CA3173561C (fr) Systeme de carbonisation de dechets organiques
JP2010222471A (ja) バイオマス炭の製造方法およびこれに用いるバイオマス炭の製造装置
Jeguirim et al. Thermochemical conversion of tomato wastes
FR2844804A1 (fr) Procede et installation de valorisation de sous-produits a base de matieres organiques
JP2010254749A (ja) バイオマス炭の製造方法およびこれに用いるバイオマス炭の製造装置
EP2912150B1 (fr) Procédé et appareil pour mettre sous forme de pastilles des mélanges de matériaux de biomasse pour l'utilisation comme combustible
RU2718051C1 (ru) Способ окислительной торрефикации биоотходов в кипящем слое
US20110173887A1 (en) Tyer carburetion process
CA3058977A1 (fr) Procede et installation de production d'electricite a partir d'une charge de csr
FR3146313A1 (fr) Installation et procédé de production de gaz carbonique et d'énergie à partir de la biomasse

Legal Events

Date Code Title Description
PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

17P Request for examination filed

Effective date: 20081103

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MT NL PL PT RO SE SI SK TR

AX Request for extension of the european patent

Extension state: AL BA HR MK RS

RIN1 Information on inventor provided before grant (corrected)

Inventor name: MILLET, NICOLAS

Inventor name: DAVERAT, PHILIPPE

DAX Request for extension of the european patent (deleted)
STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: THE APPLICATION IS DEEMED TO BE WITHDRAWN

18D Application deemed to be withdrawn

Effective date: 20131101