EP4515211A1 - Système de mesure et de transmission d'une teneur variable en dihydrogène pour un récepteur externe - Google Patents

Système de mesure et de transmission d'une teneur variable en dihydrogène pour un récepteur externe

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Publication number
EP4515211A1
EP4515211A1 EP23723870.4A EP23723870A EP4515211A1 EP 4515211 A1 EP4515211 A1 EP 4515211A1 EP 23723870 A EP23723870 A EP 23723870A EP 4515211 A1 EP4515211 A1 EP 4515211A1
Authority
EP
European Patent Office
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dihydrogen
unit
content
natural gas
measuring
Prior art date
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Pending
Application number
EP23723870.4A
Other languages
German (de)
English (en)
Inventor
Nicolas Obrecht
Cyrille CALLU
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TotalEnergies Onetech SAS
Original Assignee
TotalEnergies Onetech SAS
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Filing date
Publication date
Application filed by TotalEnergies Onetech SAS filed Critical TotalEnergies Onetech SAS
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Pending legal-status Critical Current

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    • G01N21/17—Systems in which incident light is modified in accordance with the properties of the material investigated
    • G01N21/25—Colour; Spectral properties, i.e. comparison of effect of material on the light at two or more different wavelengths or wavelength bands
    • G01N21/31—Investigating relative effect of material at wavelengths characteristic of specific elements or molecules, e.g. atomic absorption spectrometry
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    • G—PHYSICS
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    • G01N33/0027—General constructional details of gas analysers, e.g. portable test equipment concerning the detector
    • G01N33/0036—General constructional details of gas analysers, e.g. portable test equipment concerning the detector specially adapted to detect a particular component
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    • G01N33/0004—Gaseous mixtures, e.g. polluted air
    • G01N33/0009—General constructional details of gas analysers, e.g. portable test equipment
    • G01N33/0073—Control unit therefor
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    • G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
    • G01N33/22—Fuels; Explosives
    • G01N33/225—Gaseous fuels, e.g. natural gas

Definitions

  • TITLE System for measuring and transmitting a variable dihydrogen content for an external receiver
  • the present invention relates to a system for measuring in real time a variable content of dihydrogen present in a gas flow and transmitting information representative of said dihydrogen content measured in the gas flow to at least one receiver external different from a dihydrogen burner.
  • the invention also relates to a method for measuring in real time a variable dihydrogen content present in a gas flow and transmitting information representative of said dihydrogen content measured in the gas flow to at least one receiver external different from a dihydrogen burner.
  • the invention also relates to a method for optimizing a process for producing dihydrogen, preferably chosen from the group consisting of decomposition of natural gas, cracking of ammonia, by steam reforming of natural gas or by electrolysis of water, or a process for separating a mixture of natural gas and dihydrogen, in particular a separation process by membrane or electrolysis.
  • the invention also relates to an assembly comprising at least one system for producing a gas flow comprising a variable content of dihydrogen, connected to at least one system for measuring in real time a variable content of dihydrogen present in the gas flow and transmission of information representative of said measured dihydrogen content to at least one system different from a dihydrogen burner.
  • dihydrogen for example from carbon-free or renewable sources, particularly in mixtures based on natural gas, currently seems to represent an advantageous and promising solution for reducing greenhouse gas emissions in many applications.
  • Dihydrogen also has the advantage of being able to be injected directly into current natural gas transport, distribution or storage networks, which makes it possible to transport hybrid mixtures based on natural gas and dihydrogen without necessarily generating costs. additional high investment in the establishment of specialized infrastructure.
  • Dihydrogen can be obtained by decomposition of natural gas or ammonia, by steam reforming of natural gas with possibly a carbon dioxide capture step, by gasification of coal or biomass, or pyrolysis of methane, or even by decomposition water, in particular by electrolysis.
  • Dihydrogen can also be obtained by separating dihydrogen mixed with natural gas, in particular through the implementation of a membrane or electrochemical separation method within a mixture based on natural gas and dihydrogen.
  • this conversion rate generally represents an important factor to take into consideration when implementing industrial processes controlled by a dihydrogen production process.
  • the parameters aiming to influence the rate of transformation of an initial flow, gas or liquid, into dihydrogen may be interesting to monitor and control in order to best optimize the dihydrogen content obtained and to lead to gas flows further enriched in dihydrogen.
  • the solutions currently proposed consist, for example, of using gas flows having a fixed average concentration of dihydrogen depending on the desired industrial application.
  • one of the objectives of the present invention is to implement a system capable of precisely controlling in real time the variable dihydrogen content at a given instant in an initial flow, liquid or gas, in particular in order to best optimize the management of processes linked to the production or separation of hydrogen.
  • the system according to the invention also makes it possible to measure and communicate in real time the dihydrogen content obtained in particular from a carbon-free source, for example obtained from a water electrolysis process or from an ammonia cracking process, or obtained from a carbon source, for example through a methane pyrolysis process or natural gas steam reforming during which the carbon dioxide emitted is possibly captured.
  • a carbon-free source for example obtained from a water electrolysis process or from an ammonia cracking process, or obtained from a carbon source, for example through a methane pyrolysis process or natural gas steam reforming during which the carbon dioxide emitted is possibly captured.
  • the method according to the invention comprises a step of controlling the step of producing the gas flow comprising a variable content of dihydrogen or the step of separating a mixture of natural gas and dihydrogen as a function of the representative information on the dihydrogen content transmitted during the processing and transmission step.
  • the process according to the invention is advantageously a process for optimizing a process for producing dihydrogen chosen from the group consisting of the decomposition of natural gas, the steam reforming of natural gas, the ammonia cracking, water electrolysis, or a process for separating a mixture of natural gas and dihydrogen.
  • the optimization process thus implemented makes it possible to maximize the dihydrogen content obtained in a gas flow at the outlet of a production or separation process as described above.
  • the invention also relates to an assembly comprising at least one system for producing a gas flow comprising a variable content of dihydrogen, connected to at least one measurement and transmission system, as defined above, and at least one system different from a dihydrogen burner.
  • the measurement and transmission system comprises: at least one unit for measuring the dihydrogen content present in the gas flow passing through said system, at least one unit for processing and transmitting the information representative of said dihydrogen content determined by said measuring unit towards at least one receiver external to said system not burning dihydrogen.
  • the external receiver is as defined previously.
  • the measuring unit determines in real time the dihydrogen content present in a gas flow, preferably in a gas flow obtained at the outlet of a dihydrogen production process or a dihydrogen separation process within of a mixture based on natural gas and dihydrogen.
  • the measuring unit determines in real time the dihydrogen content present in a gas flow from a dihydrogen production unit by decomposition of natural gas or ammonia, or by steam reforming of natural gas, or gasification of coal or biomass, or from a unit of separation of dihydrogen from a mixture based on natural gas and dihydrogen.
  • the gas flow comprises a variable content of dihydrogen.
  • variable dihydrogen content is meant for the purposes of the present invention, that the average concentration of dihydrogen is not limited to a predetermined fixed content whether in the gas flow obtained at the outlet of a production process. or separation of dihydrogen as described above, or in the initial flow before implementing the process for producing or separating dihydrogen.
  • real-time measurement is meant, within the meaning of the present invention, that the measuring unit is capable of measuring continuously and in real time the dihydrogen content present in the gas flow.
  • external receiver not burning dihydrogen in the sense of the present invention is meant a receiver different from a receiver of a combustion system or a unit intended to control the combustion, in particular the combustion parameters, of the gas flow comprising dihydrogen. Furthermore, the receiver is not included in the measurement and transmission system according to the invention.
  • the receiver external to the system according to the invention is a system for controlling a dihydrogen production unit, as defined previously, or a dihydrogen separation unit within a mixture based on natural gas and dihydrogen.
  • the measuring unit preferably comprises one or more means capable of measuring the dihydrogen content by spectroscopy.
  • the measuring unit comprises one or more means for measuring the dihydrogen content by spectroscopy, in particular having an acquisition frequency of less than 5 seconds, preferably less than 1 second.
  • the measuring unit comprises one or more means capable of measuring the molar, mass or volume concentration of dihydrogen in the gas flow by spectroscopy, having an acquisition frequency of less than 5 seconds, more preferably a frequency of acquisition less than 1 second.
  • the measuring unit preferably comprises one or more means of measuring the dihydrogen content contained in the gas flow by spectroscopy, in particular by Raman spectroscopy or by absorption spectroscopy of a laser beam and analysis of the signal by wavelength modulation.
  • the measuring means are in particular devices for measuring by spectroscopy, in particular by Raman spectroscopy or by absorption spectroscopy of a laser beam and analysis of the signal by wavelength modulation.
  • the measuring unit comprises one or more sensors capable of measuring the dihydrogen content by spectroscopy, more particularly by Raman spectroscopy or by absorption spectroscopy of a laser beam and analysis of the signal by length modulation d 'wave.
  • the measurement unit can also determine the concentration of other elements present in the gas flow, that is to say the concentration of elements other than dihydrogen coming from the dihydrogen production or separation unit.
  • the measurement unit can determine for example the content of natural gas not converted into dihydrogen by the dihydrogen production unit, for example the content of methane, butane or propane, or even the concentration of residues resulting from the decomposition of the natural gas or the ammonia cracking process.
  • the measurement and transmission system further comprises one or more means for measuring the flow rate of the gas flow passing through said system.
  • the means of measuring the flow rate of the natural gas flow may be distinct or form an integral part, preferably distinct, of the unit of measurement determining the dihydrogen content.
  • the means of measuring the flow rate of the gas flow can be included in a unit of measurement of the flow rate of the gas flow distinct from the unit of measurement.
  • the flow measurement means(s) may correspond to flow sensors, preferably mass or volume sensors, of the gas flow passing through said system.
  • the flow measurement means are chosen from the group consisting of mechanical flow meters, thermal flow meters, differential pressure flow meters or ultrasonic flow meters.
  • the flow measurement means(s) can measure a mass or volume flow of the gas flow passing through said system, preferably with an accuracy uncertainty of less than 1%, more preferably with an uncertainty of less than 0.5%.
  • the measurement and transmission system according to the invention comprises one or more means for measuring the mass flow rate of the gas flow passing through said system.
  • the measurement and transmission system comprises one or more Coriolis effect mass flow meters or one or more thermal mass flow meters.
  • the processing and transmission unit makes it possible, on the one hand, to process the information representative of the dihydrogen content measured by the measuring unit, as described previously, and, on the other hand, to transmit said information to at least one receiver external to said system.
  • the processing and transmission unit comprises one or more means capable of converting the dihydrogen content measured by the measurement unit, previously described, into information representative of the dihydrogen content, in particular into a signal of representative measurement of the dihydrogen content.
  • the processing of information relating to the dihydrogen content can be done digitally using a microprocessor and a computer algorithm.
  • the information representative of the dihydrogen content can be transmitted by wire or not, preferably wirelessly, for example by a radio connection, to at least one system other than a combustion system or a unit intended to control combustion parameters.
  • the processing and transmission unit also makes it possible, on the one hand, to process the information representative of the dihydrogen content measured by the measuring unit, as described previously, and the information representative of the flow rate. of the gas flow passing through the system according to the invention and, on the other hand, to transmit said information to at least one system other than a combustion system or a unit intended to control the combustion parameters.
  • the measuring unit comprises one or more sensors for measuring the dihydrogen content by spectroscopy and the processing and transmission unit comprises one or more means capable of converting the dihydrogen measurement into a signal representative of said content and to transmit said signal by wire or not, preferably wirelessly, for example by a radio connection, to at least one system different from a combustion system or a unit intended to control the combustion parameters.
  • the data thus transmitted can correspond to the value of the measured quantity of dihydrogen contained in the gas flow and the value of the flow rate of the gas flow
  • the invention also relates to the use of the measurement and transmission system, as described above, to determine the dihydrogen content contained in a gas flow and transmit the information representative of said dihydrogen content to at least one external receiver. not burning dihydrogen.
  • the system is used in a dihydrogen production unit, in a natural gas station supplied by at least one dihydrogen production unit.
  • the dihydrogen production unit may be an ammonia cracking unit, a natural gas steam reforming unit, possibly with carbon dioxide capture, a coal gasification unit, a natural gas decomposition unit. or a water electrolysis unit.
  • the dihydrogen production unit may be a natural gas steam reforming unit, with possible carbon dioxide capture, a natural gas decomposition unit or a dihydrogen production unit by electrolysis of water.
  • the external receiver is as defined above and corresponds to a system for controlling a dihydrogen production unit, as defined previously, or a unit for separating dihydrogen within a mixture based on natural gas and of dihydrogen.
  • the system according to the invention can be used to control a system for producing dihydrogen (or a gas flow comprising a variable content of dihydrogen) chosen from the group consisting of a natural gas decomposition system, a cracking system ammonia, a natural gas steam reforming system, a dihydrogen production system by water electrolysis.
  • a system for producing dihydrogen or a gas flow comprising a variable content of dihydrogen chosen from the group consisting of a natural gas decomposition system, a cracking system ammonia, a natural gas steam reforming system, a dihydrogen production system by water electrolysis.
  • the natural gas decomposition system can be implemented by heating, in particular by plasma heating, induction heating, microwave heating, or by shock wave.
  • the system according to the invention can be used to control a system for separating dihydrogen and natural gas, in particular a system for membrane separation or by electrolysis.
  • Another object of the present invention relates to a method for measuring in real time the dihydrogen content contained in a gas flow and transmitting information representative of said dihydrogen content to at least one receiver not burning dihydrogen , comprising: a step of distributing a gas flow comprising a variable dihydrogen content, a step of measuring the variable dihydrogen content contained in the gas flow, a step of processing and transmitting the information representative of said dihydrogen content determined during the measuring step to at least one non-burning receiver no dihydrogen.
  • the measurement step makes it possible to determine in real time the dihydrogen content present in a gas flow obtained at the outlet of a dihydrogen production unit or a dihydrogen separation unit within a mixture based on natural gas and dihydrogen.
  • the dihydrogen present in the gas flow can come from a carbon-free or carbon-based source, preferably carbon-free.
  • the dihydrogen can come from a carbon source, preferably capable of being obtained by a steam reforming process possibly comprising at least one carbon dioxide capture step.
  • the step of measuring the dihydrogen content is preferably implemented by Raman spectroscopy or by absorption spectroscopy of a laser beam and analysis of the signal by wavelength modulation.
  • the method comprises a step of measuring the dihydrogen content contained in the gas flow, by spectroscopy and a step of measuring the flow rate of the gas flow.
  • the process according to the invention is a process for optimizing a process for producing dihydrogen, preferably chosen from the group consisting of decomposition of natural gas, cracking of ammonia, by steam reforming of natural gas or by electrolysis of water, or a process for separating a mixture of natural gas and dihydrogen, in particular a membrane separation process or electrolysis.
  • the method according to the invention thus makes it possible to control one or more operating parameters of a dihydrogen production unit or a unit for separating a mixture of natural gas and dihydrogen, in particular the temperature and pressure conditions. , the electric field, the flow rate of the flow entering the production or separation unit, as a function of the information on the dihydrogen content.
  • the invention also relates to an assembly comprising at least one system for supplying a flow of gas containing a variable content of dihydrogen, connected to at least one measurement and transmission system, as defined above, and at least one system different from a dihydrogen burner.
  • the gas flow supply system comprises at least one unit for producing dihydrogen (or a flow comprising a variable content of dihydrogen) or a unit for separating a mixture of natural gas and dihydrogen.
  • the gas flow supply system comprises at least one distribution unit for a gaseous or liquid flow, intended to be routed to at least one dihydrogen production unit or a gas mixture separation unit. natural and dihydrogen.
  • the flow from the distribution unit is chosen from the group consisting of a flow comprising natural gas or a mixture of natural gas, a flow comprising ammonia, a flow comprising a mixture of natural gas and dihydrogen, or a liquid flow comprising water.
  • the dihydrogen production unit (or a stream comprising a variable dihydrogen content) is chosen from the group consisting of a natural gas decomposition unit, a natural gas steam reforming unit possibly equipped with a carbon dioxide capture system, an ammonia cracking unit, or a dihydrogen production unit by water electrolysis.
  • the unit for producing dihydrogen is chosen from the group consisting of by a natural gas decomposition unit, an ammonia cracking unit, or a dihydrogen production unit by water electrolysis.
  • the separation unit for a mixture of natural gas and dihydrogen is a membrane or electrolysis separation unit.
  • the separation unit for a mixture of natural gas and dihydrogen is a membrane separation unit, for example a membrane in the form of polymer, ceramic or in liquid form.
  • the flow, gaseous or liquid, from the distribution unit is routed to the production or separation unit, as described previously, to be transformed or converted into dihydrogen or a flow having an enriched dihydrogen content.
  • the output flow from the production or separation unit includes an increased dihydrogen content compared to the input flow from said production or separation unit.
  • the different system of a dihydrogen burner is notably different from a combustion system or a unit intended to control combustion.
  • the system different from a dihydrogen burner is a system for controlling the dihydrogen production unit, as described above, or the unit for separating the mixture of natural gas and dihydrogen as defined below. -Before.
  • the system different from a dihydrogen burner receives information representative of the dihydrogen content coming from the measurement and transmission system according to the invention.
  • control system is particularly capable of controlling (or acting on) one or more parameters of the dihydrogen production unit or of the unit for separating the mixture of natural gas and dihydrogen, as defined above, to improve the transformation of the flow entering the dihydrogen production or separation unit as a function of said information representative of the dihydrogen content received.
  • control system makes it possible in particular to enrich the output flow of the production or separation unit with dihydrogen, as defined above, in relation to the input flow by acting on one or several parameters of the production or separation unit, for example the conditions of temperature, pressure, the flow rate of the flow entering said units, the induced electric field.
  • parameters of the production or separation unit for example the conditions of temperature, pressure, the flow rate of the flow entering said units, the induced electric field.
  • FIG. 1 there is shown an assembly 10 comprising a distribution unit 1 of a gaseous or liquid flow, a production unit 2 of a flow containing a variable content of dihydrogen, a system 3 for measuring the content of dihydrogen and transmission of information representative of said content to a system 4 different from a dihydrogen burner.
  • the distribution unit 1 routes a flow, gaseous or liquid, via at least one connection circuit la towards the production unit 2 so that the flow is treated to be transformed or converted at least in part into dihydrogen.
  • the flow thus conveyed may be a flow comprising natural gas or a mixture of natural gas, a flow comprising ammonia, a flow comprising a mixture of natural gas and dihydrogen, or even a liquid flow comprising water.
  • the production unit 2 is connected to the measurement and transmission system 3 via a connection circuit 2a. In this way, the flow comprising a variable content of dihydrogen is routed to system 3.
  • the production unit 2 makes it possible to transform or convert at least part of the input stream into a gas stream comprising an enriched dihydrogen content.
  • the dihydrogen content in the outlet flow of unit 2 is greater than the dihydrogen content present in the inlet flow.
  • the coupling of the distribution unit 1 and the production unit 2 can constitute a distribution system 20 of a gas flow containing a variable content of dihydrogen.
  • the system 3 comprises at least one measurement unit 30 of the variable content of dihydrogen present in the gas flow coming from the production unit 2, and at least one processing and transmission unit 31 of the information representative of said content in dihydrogen determined by said unit of measurement 30.
  • the measuring unit 30 determines in real time the content of dihydrogen present in the gas flow coming from the dihydrogen production unit 2.
  • the unit 30 may include one or more sensors for measuring the dihydrogen content implemented by spectroscopy, preferably by Raman spectroscopy.
  • the unit 31 on the one hand, digitally processes the information representative of the dihydrogen content measured by the measuring unit 30 and, on the other hand, transmits said information, by wire or radio, to the system 4.
  • the system 3 may further comprise a unit 32 for measuring the flow rate of the gas flow passing through the system.
  • the measuring unit 32 may include flow sensors, for example gas flow mass sensors.
  • the system 4 includes a receiver 40 of information representative of the dihydrogen content measured by the measurement unit 30.
  • the system 4 also includes a unit 41 capable of controlling the dihydrogen production unit 2, in particular one or more operating parameters of the dihydrogen production unit 2, to improve the conversion rate into dihydrogen.
  • unit 41 of system 4 controls one or more control parameters of the dihydrogen production process implemented in unit 2 in a closed loop to optimize the dihydrogen concentration in the gas flow leaving unit 2.
  • the production unit 2 may preferably be a unit for decomposing a stream comprising natural gas or a mixture of natural gas, a unit for steam reforming a stream comprising natural gas or a mixture of natural gas, a unit for cracking a stream comprising ammonia or a water electrolysis unit.
  • unit 2 can be a separation unit for a mixture of natural gas and dihydrogen.
  • unit 2 is a unit for separating a mixture of natural gas and dihydrogen by membrane or by electrolysis.
  • unit 1 distributes a flow comprising a mixture of natural gas and dihydrogen and unit 2 aims to separate, for example by means of a membrane or electrolysis, the mixture of gases. natural and dihydrogen to recover a stream containing a dihydrogen content.
  • the coupling of the distribution unit 1 and the separation unit 2 can constitute a distribution system 20 of a gas flow comprising a variable content of dihydrogen.
  • the measuring unit 30 determines in real time the content of dihydrogen present in the gas flow coming from the separation unit 2 of the mixture of natural gas and dihydrogen.
  • unit 41 of system 4 controls one or more control parameters of the process for separating the mixture of natural gas and dihydrogen in a closed loop to improve the hydrogen recovery rate.
  • system 4 can act and/or control the separation method, by membrane or electrolysis, implemented by the separation unit 2.
  • System 3 advantageously makes it possible to quantify the dihydrogen taken from a natural gas and dihydrogen network in order to supply a dihydrogen distribution station.
  • system 3 makes it possible to measure and share in real time the instantaneous content of dihydrogen present in the gas flow passing through assembly 10.

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Abstract

La présente invention est relative à un système de mesure en temps réel d'une teneur variable en dihydrogène (3) contenue dans un flux de gaz et de transmission d'une information relative à ladite teneur en dihydrogène mesurée vers au moins un récepteur externe (4) audit système ne communiquant pas avec un système de combustion. L'invention concerne également un procédé de mesure en temps réel d'une teneur variable en dihydrogène contenue dans un flux de gaz et de transmission d'une information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers au moins un récepteur (4) ne communiquant pas avec un système de combustion.

Description

DESCRIPTION
TITRE : Système de mesure et de transmission d’une teneur variable en dihydrogène pour un récepteur externe
La présente invention est relative à un système de mesure en temps réel d’une teneur variable en dihydrogène présent dans un flux de gaz et de transmission d’une information représentative de ladite teneur en dihydrogène mesurée dans le flux de gaz vers au moins un récepteur externe différent d’un brûleur à dihydrogène.
L’invention concerne également un procédé de mesure en temps réel d’une teneur en variable en dihydrogène présent dans un flux de gaz et de transmission d’une information représentative de ladite teneur en dihydrogène mesurée dans le flux de gaz vers au moins un récepteur externe différent d’un brûleur à dihydrogène.
L’invention porte aussi sur un procédé d’optimisation d’un procédé de production de dihydrogène, de préférence choisi dans le groupe constitué par décomposition du gaz naturel, craquage de l’ammoniac, par vaporeformage du gaz naturel ou par électrolyse de l’eau, ou d’un procédé de séparation d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène, en particulier un procédé de séparation par membrane ou électrolyse.
L’invention a également trait à un ensemble comprenant au moins un système de production d’un flux de gaz comprenant une teneur variable en dihydrogène, relié à au moins un système de mesure en temps réel d’une teneur variable en dihydrogène présent dans le flux de gaz et de transmission d’une information représentative de ladite teneur en dihydrogène mesurée vers au moins un système différent d’un brûleur à dihydrogène.
L’utilisation de dihydrogène, par exemple en provenance de sources décarbonées ou renouvelables, notamment dans des mélanges à base de gaz naturel, semble représenter à l’heure actuelle une solution avantageuse et prometteuse afin de réduire les émissions de gaz à effet de serre dans de nombreuses applications.
A titre d’illustration, on peut notamment citer la production d’électricité, par turbine à gaz sur site isolé ou dans des centrales thermiques de type CCGT, les chaudières industrielles, en particulier les chaudières murales à hydrogène, ou encore les moteurs à gaz naturel fréquemment utilisés pour le transport routier ou les engins de construction mais on peut également citer de manière plus générale les procédés industriels pilotés grâce au dihydrogène obtenu par un procédé de production ou de fractionnement, par exemple par craquage de l’ammoniac.
Le dihydrogène présente également l’avantage de pouvoir être injecté directement dans les réseaux actuels de transport, de distribution ou de stockage de gaz naturel ce qui permet d’acheminer des mélanges hybrides à base de gaz naturel et de dihydrogène sans nécessairement engendrer des coûts d’investissement élevés supplémentaires sur la mise en place d’infrastructures spécialisées.
Le dihydrogène peut être obtenu par décomposition du gaz naturel ou de l’ammoniac, par vaporeformage du gaz naturel avec éventuellement une étape de captation du dioxyde de carbone, par gazéification du charbon ou de la biomasse, ou pyrolyse du méthane, ou encore par décomposition de l’eau, en particulier par électrolyse.
Le dihydrogène peut aussi être obtenu en séparant le dihydrogène mélangé à du gaz naturel, notamment grâce à la mise en œuvre d’une méthode de séparation membranaire ou électrochimique au sein d’un mélange à base de gaz naturel et de dihydrogène.
Cependant, les performances des flux gazeux obtenus grâce à la mise en œuvre de ces méthodes s’avèrent dépendre directement de leur teneur instantanée en dihydrogène, c’est-à-dire du taux de conversion du flux initial, gazeux ou liquide, en dihydrogène.
En effet, ce taux de conversion représente généralement un facteur important à prendre en considération lors de la mise en œuvre de procédés industriels pilotés par un procédé de production de dihydrogène.
En d’autres termes, les performances techniques, voire environnementales, des systèmes commandés par l’intermédiaire d’un procédé de production ou de séparation du dihydrogène, notamment dans le cadre des applications mentionnées précédemment, peuvent être impactées par la teneur instantanée en dihydrogène.
En conséquence, les paramètres visant à influer sur le taux de transformation d’un flux initial, gazeux ou liquide, en dihydrogène, par exemple les conditions de température, de pression, le champ électrique, etc..., peuvent être intéressants à surveiller et contrôler afin d’optimiser au mieux la teneur obtenue en dihydrogène et de conduire à des flux gazeux davantage enrichis en dihydrogène.
Afin de mieux contrôler les performances liées à des flux de gaz enrichis en dihydrogène, les solutions proposées à l’heure actuelle consistent par exemple à utiliser des flux gazeux ayant une concentration moyenne fixe en dihydrogène en fonction de l’application industrielle recherchée.
Dans de telles conditions, les systèmes commandés par l’intermédiaire d’un procédé de production de dihydrogène ou d’un procédé de séparation d’un mélange à base de gaz naturel et de dihydrogène ne sont pas en mesure de tirer pleinement profit des bénéfices apportés par l’utilisation du dihydrogène.
Au vu de ce qui précède, l’un des objectifs de la présente invention est de mettre en œuvre un système capable de contrôler de manière précise en temps réel la teneur variable en dihydrogène à un instant donné dans un flux initial, liquide ou gazeux, notamment afin d’optimiser au mieux le pilotage de processus lié à la production ou à la séparation de l’hydrogène.
En d’autres termes, il existe un réel besoin de contrôler et de commander un ou plusieurs paramètres de conversion d’un flux initial, liquide ou gazeux, en dihydrogène afin d’optimiser au mieux la teneur obtenue en dihydrogène et de conduire à des flux davantage enrichis en dihydrogène.
La présente invention a donc notamment pour objet un système de mesure en temps réel de la teneur en dihydrogène présent dans un flux de gaz et de transmission d’une information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers au moins un récepteur externe audit système ; ledit système comprenant : au moins une unité de mesure de la teneur en dihydrogène contenue dans le flux de gaz traversant ledit système, au moins une unité de traitement et de transmission de l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène déterminée par ladite unité de mesure vers au moins un récepteur externe audit système ne brûlant pas de dihydrogène.
Le système selon l’invention permet ainsi de déterminer et de suivre en temps réel la teneur instantanée en dihydrogène présent dans un flux gazeux et de communiquer en temps réel l’information représentative de cette teneur vers au moins un système ne brûlant pas de dihydrogène, c’est-à-dire n’utilisant pas de dihydrogène ou un flux gazeux contenant du dihydrogène en tant que carburant.
En d’autres termes, le récepteur externe est notamment différent d’un système de combustion ou d’une unité destinée à contrôler un ou plusieurs paramètres de combustion d’un flux gazeux contenant du dihydrogène.
Ainsi le récepteur externe audit système ne brûlant pas de dihydrogène ne communique pas avec un système de combustion. Le récepteur externe correspond à un système de pilotage d’une unité de production de dihydrogène ou d’une unité de séparation du dihydrogène au sein d’un mélange à base de gaz naturel et de dihydrogène.
Le système selon l’invention permet notamment de mesurer en temps réel la teneur en dihydrogène (H2) dans un flux gazeux, en sortie d’un système de production de dihydrogène (ou d’un système de production d’un flux gazeux enrichi en dihydrogène), et de transmettre l’information représentative de ladite teneur mesurée en H2 à un système capable de piloter un ou plusieurs paramètres de fonctionnement du système de production de dihydrogène par une boucle fermée en se fondant sur ladite information de la teneur en dihydrogène (H2).
Le système selon l’invention présente donc l’avantage d’améliorer la conversion d’un flux initial, liquide ou gazeux, en entrée d’un système de production de dihydrogène (ou d’un système de production d’un flux gazeux enrichi en dihydrogène) en dihydrogène, notamment en rendant possible le pilotage d’un ou plusieurs paramètres de conversion du flux initial en dihydrogène grâce à l’information transmise en temps réel de la teneur en H2.
Ainsi, grâce à l’information transmise en temps réel sur la teneur en H2, le système selon l’invention peut être utilisé en boucle fermée pour permettre le pilotage d’un ou plusieurs paramètres, tels que la température, la pression ou le champ électrique, mis en œuvre au cours d’un procédé de production du dihydrogène afin d’améliorer la teneur en dihydrogène.
Le système selon l’invention permet ainsi d’optimiser au mieux la teneur en dihydrogène obtenue en sortie d’un système de production d’un flux gazeux contenant une teneur variable en dihydrogène.
En d’autres termes, le système selon l’invention permet de conduire à des flux gazeux davantage enrichis en dihydrogène.
Le système selon l’invention peut donc être avantageusement utilisé au sein d’une boucle de contrôle fermée afin de piloter un ou plusieurs paramètres d’un procédé de production du dihydrogène pour obtenir des flux gazeux davantage enrichis en dihydrogène.
En particulier, le système selon l’invention permet de mesurer la teneur réelle en dihydrogène présent dans le flux de gaz, en sortie d’un procédé de production de dihydrogène, et de transmettre l’information correspondante à un système capable de piloter en boucle fermée un ou plusieurs paramètres du procédé de production de dihydrogène ce qui rend possible de maximiser la concentration du dihydrogène en fonction de l’information transmise.
Par ailleurs, le système selon l’invention permet aussi de mesurer et de communiquer en temps réel la teneur en dihydrogène obtenu notamment à partir d’une source décarbonée, par exemple obtenu à partir d’un procédé d’électrolyse de l’eau ou d’un procédé de craquage de l’ammoniac, ou obtenu à partir d’une source carbonée, par exemple grâce à un procédé de pyrolyse du méthane ou de vaporeformage du gaz naturel au cours duquel le dioxyde de carbone émis est éventuellement capté.
De préférence, le système selon l’invention permet de tirer pleinement profit du dihydrogène issu d’une source décarbonée.
Le système selon l’invention permet également de mesurer et de communiquer en temps réel la teneur en dihydrogène obtenu à partir d’une méthode de séparation au sein d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène, par exemple par le biais d’une méthode de séparation membranaire ou électrochimique.
Le système selon l’invention présente ainsi l’avantage de permettre le pilotage de systèmes de production de dihydrogène, par exemple par décomposition du gaz naturel ou de craquage de l’ammoniac, ou de systèmes de séparation du dihydrogène et du gaz naturel par membrane ou électrolyse.
Le système selon l’invention permet ainsi d’optimiser en temps réel la commande de tels procédés.
En particulier, le système selon l’invention permet de quantifier le dihydrogène prélevé sur un réseau de gaz naturel et de dihydrogène afin d’alimenter une station de distribution de dihydrogène.
De plus, le système selon l’invention peut aussi rendre compte en temps réel de la qualité en dihydrogène d’un mélange hybride de carburant et de la présence éventuelle de fuites en dihydrogène au cours du processus d’acheminement du mélange.
Ainsi le système selon l’invention permet de rendre compte en temps réel de la fluctuation éventuelle de la teneur en dihydrogène dans un mélange hybride.
La présente invention a également pour objet l’utilisation du système tel que décrit précédemment pour déterminer la teneur en dihydrogène présent dans un flux de gaz et transmettre l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers au moins un récepteur, externe audit système, ne brûlant pas de dihydrogène. De préférence, le système selon l’invention est utilisé dans une unité de production de dihydrogène, dans une station de gaz naturel alimentée par au moins une unité de production de dihydrogène.
Le récepteur externe est tel que défini précédemment et correspond notamment à un système de pilotage d’une unité de production de dihydrogène ou d’une unité de séparation du dihydrogène au sein d’un mélange à base de gaz naturel et de dihydrogène.
De même, l’invention porte aussi sur un procédé de mesure en temps réel de la teneur en dihydrogène contenue dans un flux de gaz et de transmission d’une information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers au moins un récepteur ne brûlant pas de dihydrogène, comprenant : une étape de distribution d’un flux gazeux comprenant une teneur variable en dihydrogène, obtenu par une unité de production de dihydrogène ou une unité de séparation d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène, une étape de mesure de la teneur variable en dihydrogène présent dans le flux de gaz issu de l’étape de production, une étape de traitement et de transmission de l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène, déterminée au cours de l’étape de mesure, vers au moins un récepteur ne brûlant pas de dihydrogène.
Le récepteur externe est tel que défini précédemment et correspond notamment à un système de pilotage d’une unité de production de dihydrogène ou d’une unité de séparation du dihydrogène au sein d’un mélange à base de gaz naturel et de dihydrogène.
Avantageusement, le procédé selon l’invention comprend une étape de pilotage de l’étape de production du flux gazeux comprenant une teneur variable en dihydrogène ou de l’étape de séparation d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène en fonction de l’information représentative sur la teneur en dihydrogène transmise au cours de l’étape de traitement et de transmission.
Ainsi le procédé selon l’invention est de préférence un procédé de pilotage d’une unité de production de dihydrogène ou d’une unité de séparation d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène mettant en œuvre le système de mesure et de transmission selon l’invention.
Ainsi le procédé selon l’invention est avantageusement un procédé d’optimisation d’un procédé de production de dihydrogène choisi dans le groupe constitué par la décomposition du gaz naturel, le vaporeformage du gaz naturel, le craquage de l’ammoniac, l’électrolyse de l’eau, ou d’un procédé de séparation d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène.
Le procédé d’optimisation ainsi mise en œuvre permet de maximiser la teneur en dihydrogène obtenue dans un flux de gaz en sortie d’un procédé de production ou de séparation tel que décrit précédemment.
L’invention a encore pour objet un ensemble comprenant au moins un système de production d’un flux de gaz comprenant une teneur variable en dihydrogène, relié à au moins un système de mesure et de transmission, tel que défini précédemment, et au moins un système différent d’un brûleur à dihydrogène.
D’autres caractéristiques et avantages de l’invention apparaîtront plus clairement à la lecture de la description et des exemples qui suivent.
Dans ce qui va suivre, et à moins d’une autre indication, les bornes d’un domaine de valeurs sont comprises dans ce domaine.
L’expression « au moins un » est équivalente à l’expression « un ou plusieurs ».
Système mesure et de transmission
Comme indiqué ci-avant, le système de mesure et de transmission selon l’invention comprend : au moins une unité de mesure de la teneur en dihydrogène présent dans le flux de gaz traversant ledit système, au moins une unité de traitement et de transmission de l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène déterminée par ladite unité de mesure vers au moins un récepteur externe audit système ne brûlant pas de dihydrogène.
Le récepteur externe est tel que défini précédemment.
Ainsi l’unité de mesure détermine en temps réel la teneur en dihydrogène présent dans un flux de gaz, de préférence dans un flux de gaz obtenu en sortie d’un procédé de production de dihydrogène ou d’un procédé de séparation du dihydrogène au sein d’un mélange à base de gaz naturel et de dihydrogène.
De préférence, l’unité de mesure détermine en temps réel la teneur en dihydrogène présent dans un flux de gaz issu d’une unité de production de dihydrogène par décomposition du gaz naturel ou de l’ammoniac, ou par vaporeformage du gaz naturel, ou gazéification du charbon ou de la biomasse, ou issu d’une unité de séparation du dihydrogène à partir d’un mélange à base de gaz naturel et de dihydrogène.
Au sens de la présente invention, le flux de gaz comprend une teneur variable en dihydrogène.
Par « teneur variable en dihydrogène », on entend au sens de la présente invention, que la concentration moyenne en dihydrogène n’est pas limitée à une teneur fixe prédéterminée que ce soit dans le flux de gaz obtenu en sortie d’un procédé de production ou de séparation du dihydrogène tel que décrit précédemment, ou dans le flux initial avant la mise en œuvre du procédé de production ou de séparation du dihydrogène.
Par « mesure en temps réel », on entend, au sens de la présente invention, que l’unité de mesure est apte à mesurer en continu et en temps réel la teneur en dihydrogène présent dans le flux de gaz.
Par « récepteur externe ne brûlant pas de dihydrogène », on entend au sens de la présente invention un récepteur différent d’un récepteur d’un système de combustion ou d’une unité destinée à contrôler la combustion, notamment les paramètres de combustion, du flux de gaz comprenant du dihydrogène. En outre, le récepteur n’est pas compris dans le système de mesure et de transmission selon l’invention.
Le récepteur externe au système selon l’invention est un système de pilotage d’une unité de production de dihydrogène, tel que défini précédemment, ou d’une unité de séparation du dihydrogène au sein d’un mélange à base de gaz naturel et de dihydrogène.
L’unité de mesure comprend préférentiellement un ou plusieurs moyens capables de mesurer la teneur en dihydrogène par spectro scopie.
De préférence, l’unité de mesure comprend un ou plusieurs moyens de mesure de la teneur en dihydrogène par spectroscopie, ayant notamment une fréquence d’acquisition inférieure à 5 secondes, de préférence inférieure à 1 seconde.
De préférence, l’unité de mesure comprend un ou plusieurs moyens capables de mesurer la concentration molaire, massique ou volumique du dihydrogène dans le flux de gaz par spectroscopie, ayant une fréquence d’acquisition inférieure à 5 secondes, plus préférentiellement une fréquence d’acquisition inférieure à 1 seconde.
L’unité de mesure comprend, de préférence, un ou plusieurs moyens de mesure de la teneur en dihydrogène contenue dans le flux de gaz par spectroscopie, en particulier par spectroscopie Raman ou par spectroscopie d’absorption d’un faisceau laser et d’analyse du signal par modulation de longueur d’onde. En d’autres termes, les moyens de mesure sont notamment des dispositifs de mesure par spectroscopie, en particulier par spectroscopic Raman ou par spectroscopie d’absorption d’un faisceau laser et d’analyse du signal par modulation de longueur d’onde.
De préférence, l’unité de mesure comprend un ou plusieurs capteurs capables de mesurer la teneur en dihydrogène par spectroscopie, plus particulièrement par spectroscopie Raman ou par spectroscopie d’absorption d’un faisceau laser et d’analyse du signal par modulation de longueur d’onde.
L’unité de mesure peut en outre déterminer la concentration des autres éléments présents dans le flux de gaz, c’est-à-dire la concentration des éléments différents du dihydrogène issus de l’unité de production ou de séparation du dihydrogène.
Ainsi l’unité de mesure peut déterminer par exemple la teneur en gaz naturel non converti en dihydrogène par l’unité de production de dihydrogène, par exemple la teneur en méthane, butane ou propane, ou encore la concentration des résidus issus de la décomposition du gaz naturel ou du procédé de craquage de l’ammoniac.
De préférence, le système de mesure et de transmission selon l’invention comprend en outre un ou plusieurs moyens de mesure du débit du flux de gaz traversant ledit système.
Le ou les moyens de mesure du débit du flux de gaz naturel peu(ven)t être distincts ou faire partie intégrante, de préférence distinct(s), de l’unité de mesure déterminant la teneur en dihydrogène.
Autrement dit, le ou les moyens de mesure du débit du flux de gaz peu(ven)t être inclus dans une unité de mesure du débit du flux de gaz distinct de l’unité de mesure.
Le ou les moyens de mesure du débit peuv(en)t correspondre à des capteurs de débit, de préférence des capteurs massiques ou volumiques, du flux de gaz traversant ledit système.
De préférence, les moyens de mesure du débit sont choisis dans le groupe constitué par les débitmètres mécaniques, débitmètres thermiques, débitmètres à pression différentielle ou débitmètres à ultrason.
Le ou les moyens de mesure du débit peu(ven)t mesurer un débit massique ou volumique du flux de gaz traversant ledit système, de préférence avec une incertitude précision inférieure à 1%, plus préférentiellement avec une incertitude inférieure à 0,5%. De préférence, le système de mesure et de transmission selon l’invention comprend un ou plusieurs moyens de mesure du débit massique du flux de gaz traversant ledit système.
Plus préférentiellement, le système de mesure et de transmission selon l’invention comprend un ou plusieurs débitmètres massiques à effet Coriolis ou un ou plusieurs débitmètres massiques thermiques.
De préférence, le système de mesure et de transmission selon l’invention comprend au moins une unité de mesure, telle que décrite précédemment, et un ou plusieurs moyens de mesure du débit du flux de gaz traversant ledit système, préférentiellement distinct(s) de ladite unité de mesure.
De préférence, le système de mesure et de transmission selon l’invention comprend : au moins une unité de mesure, telle que décrite précédemment, en particulier contenant un ou plusieurs moyens de mesure en temps réel de la teneur massique de dihydrogène contenue dans le flux de gaz, et un ou plusieurs moyens de mesure du débit massique du flux de gaz traversant ledit système, distinct(s) ou non de ladite unité de mesure, en particulier choisi(s) dans le groupe constitué par un débitmètre massique à effet Coriolis ou un débitmètre massique thermique.
L’unité de traitement et de transmission permet, d’une part, de traiter l’information représentative de la teneur en dihydrogène mesurée par l’unité de mesure, telle que décrite précédemment, et, d’autre part, de transmettre ladite information à au moins un récepteur externe audit système.
De préférence, l’unité de traitement et de transmission comprend un ou plusieurs moyens capables de convertir la teneur mesurée en dihydrogène par l’unité de mesure, précédemment décrite, en une information représentative de la teneur en dihydrogène, en particulier en un signal de mesure représentatif de la teneur en dihydrogène.
En particulier, l’unité peut transmettre l’information à au moins un récepteur externe ne brûlant pas de dihydrogène, sous la forme d’un signal représentatif de la mesure en temps réel de la teneur en dihydrogène contenue dans le flux de gaz.
Plus particulièrement, l’unité peut transmettre ladite information, par voie filaire ou non, à au moins un récepteur différent d’un récepteur d’un système de combustion ou d’une unité destinée à contrôler les paramètres de combustion. L’information représentative de la teneur en dihydrogène correspond de préférence à la valeur de la concentration, en particulier volumique, massique ou molaire, du dihydrogène au sein du flux de gaz, notamment issu d’une unité de production de dihydrogène ou de séparation du dihydrogène.
En variante, l’information représentative de la teneur en dihydrogène peut correspondre à une information à partir de laquelle la teneur en dihydrogène est susceptible d’être déduite.
Le traitement de l’information relative à la teneur en dihydrogène peut se faire de façon digitale par le biais d’un microprocesseur et un algorithme informatique.
L’information représentative de la teneur en dihydrogène peut être transmise par voie filaire ou non, de préférence sans fil, par exemple par une connexion radioélectrique, vers au moins un système différent d’un système de combustion ou d’une unité destinée à contrôler les paramètres de combustion.
Avantageusement, l’unité de traitement et de transmission permet en outre, d’une part, de traiter l’information représentative de la teneur en dihydrogène mesurée par l’unité de mesure, telle que décrite précédemment, et l’information représentative du débit du flux de gaz traversant le système selon l’invention et, d’autre part, de transmettre lesdites informations à au moins un système différent d’un système de combustion ou d’une unité destinée à contrôler les paramètres de combustion.
En d’autres termes, de préférence, l’unité de mesure comprend un ou plusieurs capteurs de mesure de la teneur en dihydrogène par spectroscopie et l’unité de traitement et de transmission comprend un ou plusieurs moyens aptes à convertir la mesure en dihydrogène en un signal représentatif de ladite teneur et à transmettre ledit signal par voie filaire ou non, de préférence sans fil, par exemple par une connexion radioélectrique, vers au moins un système différent d’un système de combustion ou d’une unité destinée à contrôler les paramètres de combustion.
La donnée ainsi transmise peut correspondre à la valeur de la quantité mesurée de dihydrogène contenue dans le flux de gaz et la valeur du débit du flux de gaz
Utilisation du système
L’invention concerne également l’utilisation du système de mesure et de transmission, tel que décrit précédemment, pour déterminer la teneur en dihydrogène contenue dans un flux de gaz et transmettre l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers au moins un récepteur externe ne brûlant pas de dihydrogène. De préférence, le système, tel que décrit précédemment, est utilisé dans une unité de production de dihydrogène, dans une station de gaz naturel alimentée par au moins une unité de production de dihydrogène.
Préférentiellement, l’unité de production de dihydrogène peut être une unité de craquage de l’ammoniac, une unité de vaporeformage du gaz naturel, avec éventuellement captation du dioxyde de carbone, une unité de gazéification du charbon, une unité de décomposition du gaz naturel ou une unité d’électrolyse de l’eau.
De préférence, l’unité de production de dihydrogène peut être une unité de vaporeformage du gaz naturel, avec une captation éventuelle du dioxyde de carbone, une unité de décomposition du gaz naturel ou une unité de production de dihydrogène par électrolyse de l’eau.
Le récepteur externe est tel que défini précédemment et correspond à un système de pilotage d’une unité de production de dihydrogène, tel que défini précédemment, ou d’une unité de séparation du dihydrogène au sein d’un mélange à base de gaz naturel et de dihydrogène.
Avantageusement encore, le système selon l’invention peut être utilisé pour piloter un système de production de dihydrogène (ou un flux gazeux comprenant une teneur variable en dihydrogène) choisi dans le groupe constitué par un système de décomposition du gaz naturel, un système de craquage de l’ammoniac, un système de vaporeformage du gaz naturel, un système de production de dihydrogène par électrolyse de l’eau.
En particulier, le système de décomposition du gaz naturel peut être mis en œuvre par chauffage, notamment par chauffage par plasma, chauffage par induction, chauffage par micro-onde, ou par onde de choc.
Avantageusement encore, le système selon l’invention peut être utilisé pour piloter un système de séparation du dihydrogène et du gaz naturel, en particulier un système de séparation membranaire ou par électrolyse.
Procédé
Un autre objet de la présente invention porte sur un procédé de mesure en temps réel de la teneur en dihydrogène contenue dans un flux de gaz et de transmission d’une information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers au moins un récepteur ne brûlant pas de dihydrogène, comprenant : une étape de distribution d’un flux de gaz comprenant une teneur variable en dihydrogène, une étape de mesure de la teneur variable en dihydrogène contenue dans le flux de gaz, une étape de traitement et de transmission de l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène déterminée au cours de l’étape de mesure vers au moins un récepteur ne brûlant pas de dihydrogène.
Ainsi l’étape de mesure permet de déterminer en temps réel la teneur en dihydrogène présent dans un flux gaz obtenu en sortie d’une unité de production de dihydrogène ou d’une unité de séparation du dihydrogène au sein d’un mélange à base de gaz naturel et de dihydrogène.
Le dihydrogène présent dans le flux de gaz peut être issu d’une source décarbonée ou carbonée, de préférence décarbonée.
Le dihydrogène peut être issu d’une source carbonée, de préférence susceptible d’être obtenu par un procédé de vaporeformage comprenant éventuellement au moins une étape de captation du dioxyde de carbone.
De préférence, le dihydrogène est issu d’une source décarbonée, de préférence susceptible d’être obtenu par un procédé d’électrolyse de l’eau ou un procédé de craquage de l’ammoniac, plus préférentiellement par un procédé d’électrolyse de l’eau.
L’étape de mesure de la teneur en dihydrogène est préférentiellement mise en œuvre par spectroscopic Raman ou par spectroscopie d’absorption d’un faisceau laser et d’analyse du signal par modulation de longueur d’onde.
L’étape de mesure peut notamment être mise en œuvre par un ou plusieurs dispositifs, en particulier un ou plusieurs capteurs, de mesure par spectroscopie, notamment par Raman ou par spectroscopie d’absorption d’un faisceau laser et d’analyse du signal par modulation de longueur d’onde.
Avantageusement, le procédé comprend une étape de mesure de la teneur en dihydrogène contenue dans le flux de gaz, par spectroscopie et une étape de mesure du débit du flux de gaz.
L’étape de traitement de l’information représentative de la teneur en dihydrogène peut être mise en œuvre au moyen d’un microprocesseur et d’un algorithme informatique.
De préférence, l’étape de transmission de l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers au moins un récepteur ne brûlant pas de dihydrogène est mise en œuvre par voie filaire ou par une connexion de type radioélectrique.
De préférence, le récepteur externe peut être choisi dans le groupe constitué par un système d’affichage visant à informer de la teneur instantanée en dihydrogène contenue dans le flux de gaz, un système de détection de fuites de dihydrogène dans un flux de gaz, ou un système de pilotage d’un procédé de production de dihydrogène ou de séparation de dihydrogène au sein d’un mélange à base de gaz naturel et de dihydrogène.
Avantageusement, le récepteur externe est un système de pilotage d’un procédé de production de dihydrogène ou de séparation de dihydrogène au sein d’un mélange à base de gaz naturel et de dihydrogène.
De préférence, le récepteur externe est un système de pilotage d’une unité de production de dihydrogène, tel que défini précédemment, ou d’une unité de séparation du dihydrogène au sein d’un mélange à base de gaz naturel et de dihydrogène, en particulier par membrane ou électrolyse.
De préférence, le procédé selon l’invention est un procédé d’optimisation d’un procédé de production de dihydrogène, de préférence choisi dans le groupe constitué par décomposition du gaz naturel, craquage de l’ammoniac, par vaporeformage du gaz naturel ou par électrolyse de l’eau, ou d’un procédé de séparation d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène, en particulier un procédé de séparation par membrane ou électrolyse.
En particulier, le procédé selon l’invention comprend : une étape de distribution d’un flux de gaz comprenant une teneur variable en dihydrogène obtenu par un système de production de dihydrogène ou un système de séparation d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène, une étape de mesure de la teneur variable en dihydrogène présent dans le flux de gaz, une étape de traitement et de transmission de l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène déterminée au cours de l’étape de mesure vers au moins un système de pilotage du système de production du dihydrogène ou du système de séparation d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène, une étape de pilotage du système de production du dihydrogène ou du système de séparation d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène en fonction l’information reçue de ladite teneur en dihydrogène.
En particulier, l’étape de mesure de la teneur en dihydrogène et l’étape de traitement et transmission de l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène sont mises en œuvre avec le système selon l’invention tel que décrit précédemment.
Le procédé selon l’invention permet ainsi de contrôler un ou plusieurs paramètres de fonctionnement d’une unité de production de dihydrogène ou d’une unité de séparation d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène, notamment les conditions de température, de pression, le champ électrique, le débit du flux en entrée de l’unité de production ou de séparation, en fonction de l’information de la teneur en dihydrogène.
Ensemble
L’invention est également relative à un ensemble comprenant au moins un système de fourniture d’un flux de gaz contenant une teneur variable en dihydrogène, relié à au moins un système de mesure et de transmission, tel que défini précédemment, et au moins un système différent d’un brûleur à dihydrogène.
De préférence, le système de fourniture du flux gaz comprend au moins une unité de production de dihydrogène (ou d’un flux comprenant une teneur variable en dihydrogène) ou une unité de séparation d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène.
De préférence, le système de fourniture du flux gaz comprend au moins une unité de distribution d’un flux, gazeux ou liquide, destiné à être acheminé vers au moins une unité de production de dihydrogène ou une unité de séparation d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène.
De préférence, le flux issu de l’unité de distribution est choisi dans le groupe constitué par un flux comprenant du gaz naturel ou un mélange de gaz naturel, un flux comprenant de l’ammoniac, un flux comprenant un mélange de gaz naturel et de dihydrogène, ou un flux liquide comprenant de l’eau.
De préférence, l’unité de production de dihydrogène (ou d’un flux comprenant une teneur variable en dihydrogène) est choisie dans le groupe constitué par une unité de décomposition du gaz naturel, une unité de vaporeformage du gaz naturel éventuellement doté d’un système de captation du dioxyde de carbone, une unité de craquage de l’ammoniac, ou une unité de production de dihydrogène par électrolyse de l’eau.
De préférence, l’unité de production de dihydrogène (ou d’un flux comprenant une teneur variable en dihydrogène) est choisie dans le groupe constitué par une unité de décomposition du gaz naturel, une unité de craquage de l’ammoniac, ou une unité de production de dihydrogène par électrolyse de l’eau.
De préférence, l’unité de séparation d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène est une unité de séparation par membrane ou par électrolyse.
De préférence, l’unité de séparation d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène est une unité de séparation par membrane, par exemple une membrane sous forme de polymère, céramique ou sous forme liquide.
Ainsi le flux, gazeux ou liquide, issu de l’unité de distribution est acheminé vers l’unité de production ou de séparation, tel que décrit précédemment, pour être transformé ou converti en dihydrogène ou un flux ayant une teneur enrichie en dihydrogène.
En d’autres termes, le flux en sortie de l’unité de production ou de séparation, tel que décrit précédemment, comprend une teneur en dihydrogène augmentée par rapport au flux en entrée de ladite unité de production ou de séparation.
Le système différent d’un brûleur à dihydrogène est notamment différent d’un système de combustion ou d’une unité destinée à contrôler la combustion.
En particulier, le système différent d’un brûleur à dihydrogène est un système de pilotage de l’unité de production du dihydrogène, telle que décrite précédemment, ou de l’unité de séparation du mélange de gaz naturel et du dihydrogène telle que définie ci-avant.
Ainsi le système différent d’un brûleur à dihydrogène reçoit l’information représentative de la teneur en dihydrogène en provenance du système de mesure et de transmission selon l’invention.
Ainsi le système de pilotage est notamment apte à commander (ou agir sur) un ou plusieurs paramètres de l’unité de production du dihydrogène ou de l’unité de séparation du mélange de gaz naturel et du dihydrogène, telles que définies ci-avant, pour améliorer la transformation du flux en entrée de l’unité de production ou de séparation en dihydrogène en fonction de ladite information représentative de la teneur en dihydrogène reçue.
En d’autres termes, le système de pilotage permet notamment d’enrichir en dihydrogène le flux en sortie de l’unité de production ou de séparation, telles que définies ci-avant, par rapport au flux d’entrée en agissant sur un ou plusieurs paramètres de l’unité de production ou de séparation, par exemple les conditions de température, de pression, le débit du flux en entrée desdites unités, le champ électrique induit. D’autres caractéristiques et avantages de l’invention apparaitront à l’examen détaillé d’un mode de réalisation pris à titre d’exemple non limitatif d’un système de mesure et de transmission selon l’invention et illustré par le dessin annexé.
Sur la figure 1, est représenté un ensemble 10 comprenant une unité de distribution 1 d’un flux, gazeux ou liquide, une unité de production 2 d’un flux contenant une teneur variable en dihydrogène, un système 3 de mesure de la teneur en dihydrogène et de transmission de l’information représentative de ladite teneur vers un système 4 différent d’un brûleur à dihydrogène.
L’unité de distribution 1 achemine un flux, gazeux ou liquide, par le biais d’au moins un circuit de raccordement la vers l’unité de production 2 de sorte que le flux soit traité pour être transformé ou converti au moins en partie en dihydrogène.
Le flux ainsi acheminé peut être un flux comprenant du gaz naturel ou un mélange de gaz naturel, un flux comprenant de l’ammoniac, un flux comprenant un mélange de gaz naturel et de dihydrogène, ou encore un flux liquide comprenant de l’eau.
L’unité de production 2 est relié au système de mesure et de transmission 3 par le biais d’un circuit de raccordement 2a. De cette manière, le flux comprenant une teneur variable en dihydrogène est acheminé vers le système 3.
Comme indiqué précédemment, l’unité de production 2 permet de transformer ou de convertir au moins une partie du flux d’entrée en un flux gazeux comprenant une teneur enrichie en dihydrogène.
Autrement dit, la teneur en dihydrogène dans le flux en sortie de l’unité 2 est supérieure à la teneur en dihydrogène présent dans le flux en entrée.
Le couplage de l’unité de distribution 1 et de l’unité de production 2 peut constituer un système de distribution 20 d’un flux de gaz contenant une teneur variable en dihydrogène.
Le système 3 comprend au moins une unité de mesure 30 de la teneur variable en dihydrogène présent dans le flux gazeux issu de l’unité de production 2, et au moins une unité de traitement et de transmission 31 de l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène déterminée par ladite unité de mesure 30.
L’unité 30 de mesure détermine en temps réel la teneur en dihydrogène présent dans le flux gazeux issu de l’unité de production 2 de dihydrogène. L’unité 30 peut comprendre un ou plusieurs capteurs de mesure de la teneur en dihydrogène mis en œuvre par spectroscopie, de préférence par spectroscopie Raman.
L’unité 31, d’une part, traite de façon digitale l’information représentative de la teneur en dihydrogène mesurée par l’unité 30 de mesure et, d’autre part, transmet ladite information, par voie filaire ou voie radioélectrique, au système 4.
Le système 3 peut en outre comprendre une unité de mesure 32 du débit du flux de gaz traversant le système.
L’unité de mesure 32 peut comprendre des capteurs de débit, par exemple des capteurs massiques du flux de gaz.
Le système 4 comprend un récepteur 40 de l’information représentative de la teneur en dihydrogène mesurée par l’unité 30 de mesure.
Le système 4 comprend également une unité 41 capable de piloter l’unité de production 2 de dihydrogène, en particulier un ou plusieurs paramètres de fonctionnement de l’unité de production 2 de dihydrogène, pour améliorer le taux de conversion en dihydrogène.
Ainsi, en fonction de l’information émise par le système 3 sur la teneur en dihydrogène, l’unité 41 du système 4 pilote un ou plusieurs paramètres de commande du procédé de production de dihydrogène mis en œuvre dans l’unité 2 en boucle fermée pour optimiser la concentration en dihydrogène dans le flux de gaz en sortie de l’unité 2.
L’unité de production 2 peut être de préférence une unité de décomposition d’un flux comprenant du gaz naturel ou d’un mélange de gaz naturel, une unité de vaporeformage d’un flux comprenant du gaz naturel ou un mélange de gaz naturel, une unité de craquage d’un flux comprenant de l’ammoniac ou d’une unité d’électrolyse de l’eau.
De manière alternative, sur la figure 1, l’unité 2 peut être une unité de séparation d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène.
Dans ce cas, l’unité 2 est une unité de séparation d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène par membrane ou par électrolyse.
Ainsi, dans ce cas, l’unité 1 distribue un flux comprenant un mélange de gaz naturel et de dihydrogène et l’unité 2 vise à séparer, par exemple par le biais d’une membrane ou d’une électrolyse, le mélange de gaz naturel et de dihydrogène pour récupérer un flux contenant une teneur en dihydrogène. Le couplage de l’unité de distribution 1 et de l’unité de séparation 2 peut constituer un système de distribution 20 d’un flux gazeux comprenant une teneur variable en dihydrogène.
L’unité 30 de mesure détermine en temps réel la teneur en dihydrogène présent dans le flux gazeux issu de l’unité de séparation 2 du mélange de gaz naturel et de dihydrogène.
En fonction de l’information émise par l’unité 31 du système 3 sur la teneur en dihydrogène, l’unité 41 du système 4 pilote un ou plusieurs paramètres de commande du procédé de séparation du mélange de gaz naturel et de dihydrogène en boucle fermée pour améliorer le taux de récupération en dihydrogène.
Ainsi le système 4 peut agir et/ou commander la méthode de séparation, par membrane ou électrolyse, mise en œuvre par l’unité de séparation 2.
Le système 3 selon l’invention permet avantageusement de pouvoir quantifier le dihydrogène prélevé sur un réseau de gaz naturel et de dihydrogène afin d’alimenter une station de distribution de dihydrogène.
Ainsi le système 3 permet de mesurer et de partager en temps réel la teneur instantanée en dihydrogène présent dans le flux de gaz traversant l’ensemble 10.

Claims

REVENDICATIONS
1. Système mesure en temps réel d’une teneur en dihydrogène présent dans un flux de gaz et de transmission d’une information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers au moins un récepteur (4) externe audit système ; ledit système (3) comprenant : au moins une unité de mesure (30) de la teneur en dihydrogène contenue dans le flux de gaz naturel traversant ledit système, au moins une unité de traitement et de transmission (31) de l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène déterminée par ladite unité de mesure (30) vers au moins un récepteur (4) externe audit système ne brûlant pas de dihydrogène, ledit récepteur (4) correspondant à un système de pilotage d’une unité de production de dihydrogène ou d’une unité de séparation du dihydrogène au sein d’un mélange à base de gaz naturel et de dihydrogène.
2. Système selon la revendication 1, caractérisé en ce que l’unité de mesure (30) comprend un ou plusieurs moyens de mesure de la teneur en dihydrogène présent dans le flux de gaz, ayant une fréquence d’acquisition inférieure à 5 secondes, de préférence inférieure à 1 seconde.
3. Système selon la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce que l’unité de mesure (30) comprend un ou plusieurs moyens de mesure de la teneur en dihydrogène mis en œuvre par spectroscopie, de préférence par spectroscopic Raman ou par spectroscopie d’absorption d’un faisceau laser et d’analyse du signal par modulation de longueur d’onde.
4. Système selon l’une quelconque des revendications 1 à 3, caractérisé en ce qu’il comprend en outre au moins une unité de mesure (32) du débit du flux de gaz traversant ledit système (3).
5. Utilisation du système (3) tel que défini selon l’une quelconque des revendications 1 à 4, pour déterminer la teneur en dihydrogène présent dans un flux de gaz et transmettre l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers au moins un récepteur (4) ne brûlant pas de dihydrogène, dans une unité de production de dihydrogène, dans une station de gaz naturel alimentée par au moins une unité de production de dihydrogène ; ledit récepteur (4) correspondant à un système de pilotage d’une unité de production de dihydrogène ou d’une unité de séparation du dihydrogène au sein d’un mélange à base de gaz naturel et de dihydrogène.
6. Procédé de mesure en temps réel de la teneur en dihydrogène présent dans un flux de gaz et de transmission d’une information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers au moins un récepteur ne brûlant pas de dihydrogène, comprenant : une étape de distribution d’un flux de gaz comprenant une teneur variable en dihydrogène obtenu par une unité de de production de dihydrogène (2) ou une unité de séparation d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène (2), une étape de mesure de la teneur en dihydrogène présent dans le flux de gaz, une étape de traitement et de transmission de l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène déterminée au cours de l’étape de mesure vers au moins un récepteur (4) ne brûlant pas de dihydrogène ; ledit récepteur (4) correspondant à un système de pilotage d’une unité de production (2) de dihydrogène ou d’une unité de séparation du dihydrogène (2) au sein d’un mélange à base de gaz naturel et de dihydrogène.
7. Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce que le dihydrogène présent dans le flux de gaz est issu d’une source décarbonée, de préférence susceptible d’être obtenu par un procédé d’électrolyse de l’eau ou un procédé de craquage de l’ammoniac.
8. Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce que le dihydrogène présent dans le flux de gaz est issu d’une source carbonée, de préférence susceptible d’être obtenu par un procédé de vaporeformage comprenant éventuellement au moins une étape de captation du dioxyde de carbone, un procédé de gazéification du charbon ou de la biomasse.
9. Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce que le dihydrogène présent dans le flux de gaz est issu d’un procédé de séparation dans un mélange comprenant du gaz naturel et du dihydrogène.
10. Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce qu’il comprend : une étape de distribution d’un flux de gaz comprenant une teneur variable en dihydrogène obtenu par un système de production de dihydrogène (2) ou un système de séparation d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène (2), une étape de mesure de la teneur variable en dihydrogène présent dans le flux de gaz, une étape de traitement et de transmission de l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène déterminée au cours de l’étape de mesure vers au moins un système de pilotage (4) du système de production du dihydrogène (2) ou du système de séparation d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène (2), une étape de pilotage du système de production du dihydrogène (2) ou du système de séparation d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène (2) en fonction l’information reçue de ladite teneur en dihydrogène.
11. Ensemble (10) comprenant au moins un système de fourniture (20) d’un flux gazeux contenant une teneur variable en dihydrogène, comprenant au moins une unité de distribution (1) d’un flux, gazeux ou liquide, relié à au moins une unité de production (2) de dihydrogène ou une unité de séparation (2) d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène, relié à au moins un système de mesure et de transmission (3), tel que défini selon l’une quelconque des revendications 1 à 4, et au moins un système (4) différent d’un brûleur à dihydrogène ; ; le système (4) étant un système de pilotage d’une unité de production du dihydrogène (2) ou un système de pilotage d’unité de séparation (2) du mélange de gaz naturel et du dihydrogène.
12. Ensemble (10) selon la revendication 11, caractérisé en ce que l’unité de production de dihydrogène est choisie dans le groupe constitué par une unité de décomposition du gaz naturel, une unité de vaporeformage du gaz naturel éventuellement doté d’un système de captation du dioxyde de carbone, une unité de craquage de l’ammoniac, ou une unité de production de dihydrogène par électrolyse de l’eau.
13. Ensemble (10) selon la revendication 11, caractérisé en ce que l’unité de séparation d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène est une unité de séparation par membrane ou par électrolyse.
14. Ensemble (10) selon l’une quelconque des revendications 11 à 13, caractérisé en ce que le système (4) est un système de pilotage de l’unité de production du dihydrogène (2), telle que définie selon la revendication 11 ou 12, ou un système de pilotage de l’unité de séparation (2) du mélange de gaz naturel et du dihydrogène, telle que définie selon la revendication 11 ou 13.
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