WO2018141950A1 - Installation de production de bio-méthane et procédé de pilotage d'une telle installation - Google Patents

Installation de production de bio-méthane et procédé de pilotage d'une telle installation Download PDF

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WO2018141950A1
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bio
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methanizer
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Philippe Garrec
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    • F25J2230/30—Compression of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/90—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams the recycled stream being boil-off gas from storage
    • 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

Definitions

  • the invention generally relates to facilities for producing methane from organic materials.
  • Such installations typically include a methanizer producing a flow of biogas containing methane and impurities, and a scrubber separating the impurities from the flow of bio-methane.
  • the flow of bio-methane feeds an injection station, which injects it into a gas transmission or distribution network.
  • methane may contain a too high rate of an impurity such as H 2 S, C0 2 or H 2 0.
  • the injection station is typically equipped with a system for measuring the quality of the methane for example a chromatograph. If this system detects a nonconformity, it prevents the injection of methane on the network, and drift for example to a torch where the methane is burned.
  • the monthly quantity of methane specified in the facility's regulatory authorization request results in the loss of the subsidized tariff for the overproduction achieved.
  • This overproduction is then sold at the gas market price, much lower than the subsidized tariff.
  • This price does not cover all production costs, and the producer may sell at a loss the amount of methane exceeding the monthly limit. If the excess is too large, it may also result in a decrease in the feed-in tariff for all production, not just for the quantity exceeding the authorized limit. This results in an overall decline in the income of the bio-methane producer.
  • the producer of bio-methane generally tries to control the amount of methane produced to keep it below the authorized limit.
  • the production of gas from organic materials uses physical or chemical processes that have a high inertia (thirty to fifty days between the feed of the methanizer and the actual production of gas), it is very difficult to control the flow of gas produced so as to approach closer to the authorized limit.
  • bio-methane production facilities are located in rural areas, that is, in areas where the use of grid gas is related to heating needs.
  • the gas consumption of these rural areas falls so much that it can be lower than the local production of bio-methane.
  • the producer must then anticipate this decrease in consumption a long time in advance, typically at least one month, by reducing the feed of his methanizer and thus restricting his production. Alternatively, it can burn the bio-methane produced in excess in a dedicated flare.
  • One solution to improve the situation would be to be able to store a portion of the gas produced by the methanizer. It would be particularly interesting to be able to store one to two full production days, so as to collect the amount of gas produced during maintenance operations or in periods of low consumption such as weekends and holidays.
  • a first possibility is to store the gas directly in the methanizer.
  • the amount of gas thus stored is limited by the maximum acceptable gas pressure inside the methanizer.
  • the maximum amount of storable gas in a methanizer is between four and eight hours of production. This is clearly insufficient in view of the needs mentioned above.
  • gasometers can store substantially at atmospheric pressure gas produced by the methanizer.
  • the gasometers can store up to 5000 Nm 3 of gas, or about 2500 Nm 3 of methane.
  • a methanizer typically produces 250 Nm 3 / h of bio-gas. Gasometers therefore allow to store a little more than one day of production only.
  • the invention aims to propose an installation that does not have the above defect.
  • the invention relates to a bio-methane production installation, the installation comprising:
  • a methanizer producing a flow of bio-gas from organic material, the bio-gas comprising methane and impurities;
  • a scrubber separating the flow of biogas into a flow of bio-methane comprising essentially methane and a flow of impurities
  • an injection station connected to the purifier by a methane pipe, configured to inject the flow of bio-methane into a gas transmission or distribution network;
  • a conditioning unit configured to selectively take at least a portion of the bio-methane stream and condition the bio-methane in the form of at least one high-density product;
  • a deconditioning unit configured to selectively convert the or each high density product stored in the storage unit to an additional stream of bio-methane and to provide the additional flow of bio-methane to the injection station.
  • the methane pipe may also be called a "supply pipe”.
  • the conditioning unit and the storage unit in the event of biogas overproduction by the methanizer with regard to the flow that can be absorbed by the gas transmission or distribution network, make it possible to store part of the production. Methane is stored as a high density product, so that a large amount of gas can be stored.
  • the deconditioning unit provides an additional amount of methane, which is additional to that produced by the methanizer.
  • the installation may also have one or more of the following characteristics, considered individually or in any technically feasible combination:
  • the or each high density product contains at least 50 Nm3 of bio-methane per m 3 of high density product
  • the or each high-density product is chosen from the following list: methane at a pressure greater than 50 bar; LNG; methane hydrate, solid or as a suspension; methane adsorbed on a solid adsorbent material;
  • the high-density product is LNG
  • the conditioning unit comprising a liquefaction device, the storage unit comprising at least one cryogenic tank and a recycling circuit configured to return a gaseous phase from a sky of the cryogenic tank to the liquefaction device;
  • the methanizer has a maximum bio-methane production capacity, the storage unit having a storage capacity greater than two weeks of production of the methanizer to its maximum bio-methane production capacity;
  • the conditioning unit has a start-up time of less than 12 hours; - the deconditioning unit has a start-up time of less than 12 hours;
  • the methanizer has a maximum bio-methane production capacity, the deconditioning unit having a bio-methane production capacity greater than 50% of the methanizer's maximum bio-methane production capacity;
  • the installation is configured to allow the supply of bio-methane from the injection station simultaneously by the scrubber and the deconditioning unit;
  • the installation includes a destocking unit, configured to export the high-density product out of the installation or to supply a combustion unit;
  • the installation is configured to allow simultaneously:
  • the installation comprises a controller configured to acquire a parameter representative of the need of the methane gas transmission or distribution network, to acquire a flow of bio-methane produced by the methanizer, and to:
  • an inlet of the conditioning unit is fluidly connected to the methane pipe through an inlet pipe
  • an outlet of the deconditioning unit is fluidly connected to the methane pipe through an outlet pipe
  • the high-density product is methane at a pressure greater than 50 bars
  • the storage unit comprises at least one high-pressure gas tank
  • the high-density product is methane at a pressure greater than 50 bar
  • the deconditioning unit comprises a pressure reducer, or a Joule-Thomson type valve, or an expansion turbine
  • the high density product is LNG
  • the storage unit comprises at least one cryogenic tank
  • the high density product is LNG
  • the deconditioning unit comprises a vaporizer
  • the high-density product is methane hydrate, solid or in the form of a suspension
  • the storage unit comprises at least one thermally insulated tank
  • the high-density product is methane hydrate, solid or in the form of a suspension
  • the deconditioning unit comprises a device for heating and dehydrating the methane hydrate
  • the high density product is methane adsorbed onto a solid adsorbent material
  • the storage unit comprises at least one sealed reservoir containing the solid adsorbent material
  • the high density product is methane adsorbed on a solid adsorbent material
  • the deconditioning unit comprises a suction device, configured to keep the tank tight at a pressure below a determined limit.
  • the invention relates to a method for controlling a methane production plant having the above characteristics, the method comprising the following steps:
  • the methanizer operates permanently at a capacity greater than 90% of its maximum methane production capacity.
  • FIG. 1 is a simplified schematic representation of the methane production facility of the invention
  • FIG. 2 is a simplified schematic representation of a methanizer
  • - Figure 3 is a simplified schematic representation of the conditioning units, storage and deconditioning in the case where the high density product is LNG.
  • the installation 1 shown in FIG. 1 is intended to produce bio-methane (CH 4 ).
  • the installation 1 comprises a methanizer 2, producing a flow of bio-gas from organic materials.
  • bio-methane and bio-gas are respectively called the methane flow of methane and gas produced from organic matter.
  • the methanizer 2 is of any suitable type.
  • the organic material used includes, for example, animal manure (manure, slurry), crop residues such as straw, or plants such as corn, grass, sorghum, etc.
  • the organic material used may also include residues from the agri-food industry (grease, oil), or communities (lawn mowing, sewage treatment plant sludge, etc.).
  • Methanization results from a series of biological reactions, carried out by several types of microorganisms.
  • the methanizer 2 comprises a tank 3, as shown in Figure 2.
  • the tank 3 is covered with a membrane 4 impermeable to bio-gas.
  • the organic material being treated is typically in the form of a sludge inside the tank 3. It is constantly stirred. It stays there for one to two months, and is broken down into a liquid called “digestate” and a gas called biogas.
  • the digestate includes water and residues of organic matter that are not converted to gas.
  • the bio-gas resulting from the fermentation of the organic matter accumulates above the tank, under the membrane 4.
  • the bio-gas typically comprises at least 50% methane.
  • the flow of biogas typically comprises between 50 and 75% of methane (CH 4 ), between 25 and 45% of carbon dioxide (CO 2 ), between 2 and 7% of water vapor (H 2 0), as well as small amounts of nitrogen (N 2), hydrogen (H 2), oxygen (0 2) and sulfurized hydrogen (H 2 S).
  • CH 4 methane
  • CO 2 carbon dioxide
  • H 2 0 water vapor
  • N 2 nitrogen
  • H 2 hydrogen
  • H 2 S sulfurized hydrogen
  • the methanizer 3 produces, for example, 250 Nm 3 / h of bio-gas.
  • the biogas stream exits the methanizer 2 at a pressure close to atmospheric pressure, for example at a pressure of 80 mbar relative.
  • the installation 1 also comprises a purifier 7 connected to the methanizer 2 by a biogas line 5.
  • the purifier 7 separates the flow of biogas into a flow of biomethane comprising essentially methane, and a flow of of impurities.
  • Such a purifier 7 is of known type, and will not be described here.
  • the bio-methane stream comprises at least 90% methane by volume, preferably at least 95% methane by volume, and typically about 97% methane by volume.
  • the impurity flow includes all other gases.
  • the installation 1 further comprises an injection station 1 1, connected to the purifier 7 by a methane pipe 9, which can also be referred to as the "supply line".
  • the injection station 1 1 is configured to inject the flow of bio-methane in a gas transmission or distribution network 13.
  • the injection station 1 1 is of known type and will not be described in more detail here.
  • the network 13 When the network 13 is a gas distribution network, it is typically at a pressure of between 3 and 12 bar absolute.
  • the flow of bio-methane leaving the scrubber 7 is at or near the pressure of that of the gas flowing in the distribution network 13.
  • the network 13 When the network 13 is a gas transport network, it is typically at a pressure of between 20 and 67 bar, or at a pressure of between 20 and 85 bar.
  • the installation 1 advantageously comprises a compression unit 14, configured to compress the bio-methane circulating in the methane pipe 9 under pressure, or at a pressure close to that of the gas flowing in the transport network. 13.
  • the injection unit 1 1 comprises a system for measuring the quality of the methane, configured to measure the level of impurities in the stream of biogas, in particular the proportion of C0 2, H 2 0 and H 2 S.
  • the installation 1 preferably comprises a flare 15, the station 1 1 being configured to direct the flow of bio-methane to the flare 15 if the quality of the methane is not adequate to be able to inject it into the transport network or of distribution 13.
  • the installation 1 may advantageously comprise another flare 17, visible in FIG.
  • the methanizer 2 is configured to direct all or part of the flow of bio-gas to the flare 17, especially for safety reasons if the biogas pressure inside the methanizer 2 is too high.
  • the gas transmission or distribution network 13 is intended to serve a plurality of gas consumers.
  • the gas flowing in the network 13 comes from a gas source, other than the methanizer 2, for example a LNG terminal.
  • the installation 1 further comprises:
  • a conditioning unit 19 configured to selectively take at least a part of the bio-methane stream and condition the bio-methane in the form of a high-density product
  • a deconditioning unit 23 configured to selectively convert the high-density product stored in the storage unit 21 into an additional stream of bio-methane and to supply the additional stream to the injection station 11.
  • the injection station 1 1 is directly connected to the purifier 7 via the methane duct 9.
  • the bio-methane flows directly from the purifier 7 to the injection station 1 1 in the duct 9. without going through the conditioning, storage and deconditioning units.
  • the inlet of the conditioning unit 19 is fluidly connected to the methane pipe 9 via an inlet pipe 27.
  • the outlet of the conditioning unit 19 is fluidly connected to the inlet of the storage 21 via a pipe 29, the outlet of the storage 21 being connected to the inlet of the deconditioning unit 23 via a pipe 31.
  • the outlet of the deconditioning unit 23 is connected fluidically to the methane pipe 9 via an outlet pipe 33, possibly opening upstream of the compression unit 14.
  • the inlet and outlet pipes 31, 33 are thus connected in shunt to the supply pipe 9.
  • the high density product contains at least 50 Nm 3 of bio-methane per m 3 of high density product. Preferably, it contains at least 100 Nm 3 of bio-methane per m 3 of high density product and more preferably at least 150 Nm 3 of bio-methane per m 3 of high density product.
  • An Nm 3 corresponds to one m 3 of gas at 0 ° C. and 101,300 Pa.
  • the high-density product is methane stored at a pressure greater than 50 bar, preferably a pressure greater than 100 bar, and even more preferably at a pressure of between 150 and 250 bar.
  • the conditioning unit 19 comprises at least one compressor; and preferably a device for desuperheating bio-methane, so as to increase its density and density.
  • a m 3 of high-pressure bio-methane contains, for example, 250 Nm 3 of biomethane.
  • the storage unit 21 comprises at least one high pressure gas tank.
  • the compressor is for example a compressor sold under the name "CNG compressor” by ARIEL Corporation, Mount Vernon, Ohio, USA.
  • the storage unit 21 has a plurality of high pressure gas tanks.
  • These tanks are for example tubes or spheres sold under the name "Cascade Storage” by the company GREEN LINE FUEL CORP, Temecula, California, USA.
  • the deconditioning unit 23 comprises an expander. This regulator is configured to relax the methane at high pressure at the pressure of the network 13.
  • the high density product is LNG (liquefied natural gas).
  • LNG is typically at a temperature between -120 ° C and -160 ° C, and at a pressure between 1 and 12 bar absolute.
  • a m 3 of high density product contains about 580 Nm 3 of bio-methane.
  • the conditioning unit 19 comprises a liquefaction device.
  • This liquefaction device is typically a liquefaction device of small capacity, sold by the company CRYOSTAR, Hésingue, France.
  • the liquefaction device provides additional purification of bio-methane.
  • the storage unit 21 comprises at least one, preferably a plurality, of cryogenic tanks 35 (FIG. 3).
  • cryogenic tanks are of the type marketed for example by the companies EUROTAINER, Levallois-Perret, France or CRYONORM BV, LH Alphan aan den Rijn, the Netherlands.
  • the deconditioning unit 23 typically comprises a vaporizer, configured to vaporize the LNG.
  • This vaporizer is for example of the type marketed by CRYONORM BV under the name "LNG AMBIENT AIR VAPORIZER".
  • the LNG is vaporized by heat exchange with the ambient air.
  • the storage unit 21 comprises a recycling circuit 37 configured to return a gaseous phase from the sky of the cryogenic tank 35 to the liquefying device of the conditioning unit 19 (FIG. 3). .
  • cryogenic tank 35 is thermally insulated, a very partial evaporation of the LNG occurs in the long term, the gas accumulating in the sky 39 of the cryogenic tank 35.
  • the recycling circuit 37 makes it possible to take off the gaseous phase accumulating in the sky 39, and return it upstream of the conditioning unit 19. The gas phase is thus reliquefied and returns to the cryogenic tank 35 after passing through the liquefaction device.
  • the high density product is a methane hydrate.
  • a methane hydrate is obtained by mixing the methane with pure water, at a temperature close to -15 ° C.
  • a m 3 of high density product contains about 170 Nm 3 of biomethane.
  • a conditioning unit 19 adapted to produce a methane hydrate is described in US 2012/0232318 and in the article "Methane hydrate pellet transport using the self-preservative effect: a techno-economic analysis", published in the journal Energys, 2012 5, pp. 2499-2523.
  • the methane hydrate is in the form of a solid or in the form of a suspension.
  • the methane hydrate is stored in solid form, it is for example in the form of granules.
  • the storage unit 21 advantageously comprises at least one, preferably several, thermally insulated tanks.
  • the methane hydrate is stored inside the tank at a temperature of about -15 ° C.
  • the deconditioning unit 23 comprises a device for heating and dehydrating the methane hydrate.
  • the high density product is methane adsorbed on a solid adsorbent material.
  • a m 3 of high density product contains about 190 Nm 3 of methane.
  • the conditioning and storage unit comprises a sealed tank containing the solid adsorbent material.
  • This solid adsorbent material is, for example, activated carbon.
  • This unit is configured to allow the adsorption of methane, by circulating methane from the methane pipe 9, at high pressure and low temperature, in contact with the material.
  • the bio-methane is circulated at a pressure of about 30 bar and at room temperature.
  • the deconditioning unit 23 comprises a suction device, configured to keep the tank sealed to a pressure below a determined limit. A decrease in the internal pressure in the sealed tank causes the desorption of methane.
  • the deconditioning unit 23 comprises a heater, configured to heat the adsorbent material stored in the sealed tank.
  • the deconditioning unit 23 comprises a compressor configured to compress the additional flow of bio-methane to the pressure required for injection into the gas transmission or distribution network 13.
  • the storage 21 has a storage capacity greater than two weeks of production of the methanizer 2 to its maximum bio-methane production capacity.
  • the conditioning unit 19 has a start-up time of less than twelve hours, preferably less than six hours, more preferably less than one hour.
  • the deconditioning unit 23 also advantageously has a startup time of less than twelve hours, preferably less than six hours, more preferably less than one hour.
  • the deconditioning unit 23 has a bio-methane production capacity greater than 50% of the maximum biomethane production capacity of the methanizer 2. It is therefore possible to respond to a temporary variation in demand for methane. of the transmission or distribution network 13, for example a consumption peak in the network 13 at the beginning and end of the day.
  • the installation 1 comprises a destocking unit 41, configured to export the high-density product out of the installation, or to supply a combustion unit 43.
  • the retrieval unit 41 typically samples the high density product in the storage unit 21.
  • the high-density product is exported as a vehicle fuel.
  • it is typically in the form of high pressure methane, or in the form of LNG.
  • the destocking unit 41 is for example designed to deliver the high-density product retail, locally, that is to say in the installation 1 or near the installation 1. For example, it makes it possible to supply fuel to local agricultural vehicles 45 or to any other local industrial vehicle. This solution is to be considered if the installation 1 is located in a farmer producing the organic material supplying the methanizer.
  • the destocking unit 41 is provided to provide the high density product in greater quantity, for transport thereof to service stations external to the facility 1, which will distribute the vehicle fuel.
  • the high-density product is for example transported by tanker trucks 47, or even by a conduit if the service station is not too far away.
  • the destocking unit 41 is alternatively configured to deliver the LNG retail, so as to supply industrial boilers. LNG is transported to industrial boilers by tank trucks 47 or ducts. As explained above, the retrieval unit 41 is alternatively configured to feed a combustion unit 43.
  • the combustion unit 43 is either an integral part of the installation 1, or a separate installation, installed at a distance from the installation. bio-methane production facility.
  • the destocking unit 41 delivers the high density product to the combustion unit 43 via a conduit.
  • the retrieval unit 41 is configured to supply the high-density product to a transport means such as a tanker truck 47.
  • Combustion unit 43 burns bio-methane and provides either heat or electricity, or both heat and electricity.
  • the installation 1 is configured to enable the methane injection station 1 1 to be fed simultaneously by the purifier 7 and by the deconditioning unit 23.
  • the purifier 7 and by the deconditioning unit 23.
  • the installation 1 is configured to allow simultaneously:
  • the installation 1 includes a controller 49. It also comprises controlled valves 51, interposed on the lines 27, 29, 31 and 33. These valves are controlled by the controller 49. They allow to start or stop the flow in the lines 27, 29, 31, 33.
  • the controller 49 can thus put into operation or stop the conditioning unit 19 and the deconditioning unit 23.
  • the controller 49 also controls all the active organs of the conditioning unit 19, the storage unit 21 and the deconditioning unit 23. It also controls the possible destocking unit 41.
  • the controller 49 is also configured to acquire a parameter representative of the need for the gas transmission or distribution network 13 in methane, and to acquire a flow of bio-methane produced by the methanizer 2.
  • the parameter representative of the need for the methane gas transmission or distribution network 13 is for example provided by the unit driving the gas transmission or distribution network 13.
  • the flow of bio-methane is supplied to the controller 49, for example by a flow measurement probe 53, preferably implanted in the duct 9 or implanted in the duct 5.
  • controller 49 is programmed to:
  • the invention also relates to a method for controlling a plant for producing bio-methane 1 as described above.
  • the method comprises the following steps:
  • the conditioning and deconditioning units 19, 23 are activated as described above, by the controller 49, by actuating the controlled valves 47 and possibly the active members of the conditioning units 19, storage 21 and deconditioning 23.
  • the methanizer 2 operates permanently at a capacity greater than 90% of its maximum bio methane production capacity, preferably greater than 95% of its maximum production capacity.
  • the invention makes it possible to find an outlet for bio-gas produced during periods when it can not be upgraded, because of the mismatch between the amount of biogas produced by the methanizer 2 and the needs of the transmission or distribution network 13.
  • the invention makes it possible to store the bio-methane produced in the form of a high-density product for a long period of time, and makes it possible to reinject it later into the transport or distribution network 13.
  • the injection is carried out during peaks of daily consumption, or weekly, or during periods of high annual consumption, in autumn or winter when the gas consumption is the highest.
  • the proposed system makes it possible to reinject the biomethane surpluses into the methane duct 9 without disturbing the production or purification of biomethane, that is to say without varying the biomethane production rate resulting from the purification 7 and without inducing overconsumption of energy at the level of purification 7.
  • the installation 1 can be configured for the storage of methane in the form of several types of different high density products.
  • the conditioning, storage and deconditioning units each contain means adapted to each type of high density product.
  • the conditioning unit 19, the storage unit 21 and the deconditioning unit 23 are transportable.
  • Each unit consists of a single module or a small number of modules. These modules can be routed by road either directly (for example in the case of an LNG tank) or by being previously disposed on a transport medium, commonly called skid in English.
  • the assembling of the modules is simple because it consists only of interconnecting the inputs and outputs of each module, by means of clamps, flexible tubes or welded tubes.
  • the installation on the ground is simplified, and either does not require any particular fixing (for example tanks for LNG), or only requires fixing dowels on conventional concrete slabs.

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Abstract

L'installation (1) comprend : - un méthaniseur (2), produisant un flux de bio-gaz; - un épurateur (7) séparant le flux de bio-gaz en un flux de bio-méthane et un flux d'impuretés; - un poste d'injection (11), du bio-méthane dans un réseau de transport ou de distribution gazier (13); - une unité de conditionnement (19), configurée pour sélectivement prélever au moins une partie du flux de bio-méthane et conditionner le bio-méthane sous forme d'au moins un produit à haute densité; - une unité de stockage (21) du ou de chaque produit à haute densité; - une unité de déconditionnement (23), configurée pour sélectivement convertir le ou chaque produit à haute densité stocké dans l'unité de stockage (21) en un flux supplémentaire de bio-méthane et pour fournir le flux supplémentaire de bio-méthane au poste d'injection (11).

Description

Installation de production de bio-méthane et procédé de pilotage d'une telle installation
L'invention concerne en général les installations de production de méthane à partir de matières organiques.
De telles installations comportent typiquement un méthaniseur produisant un flux de bio-gaz contenant du méthane et des impuretés, et un épurateur séparant les impuretés du flux de bio-méthane. Le flux de bio-méthane alimente un poste d'injection, qui l'injecte dans un réseau de transport ou de distribution gazier.
De telles installations fonctionnent fréquemment à une capacité moyenne inférieure d'au moins 25% à leurs capacités de production maximales.
Plusieurs facteurs expliquent que le taux d'utilisation des installations soit aussi bas.
D'une part, certains problèmes techniques induisent une réduction ou un arrêt de la production. Par exemple, la production peut être arrêtée ou ralentie pour effectuer des opérations de maintenance planifiées. La production est également occasionnellement arrêtée ou ralentie de manière imprévue, du fait de problèmes techniques survenant inopinément.
Il arrive également qu'une anomalie dans le fonctionnement du méthaniseur ou de l'épurateur conduise à la production d'un flux de méthane qui n'est pas conforme aux spécifications du réseau. Par exemple, le méthane peut contenir un taux trop élevé d'une impureté telle que le H2S, le C02 ou le H20. Le poste d'injection est équipé typiquement d'un système de mesure de la qualité du méthane, par exemple un chromatographe. Si ce système détecte une non-conformité, il empêche l'injection du méthane sur le réseau, et le dérive par exemple vers une torche où le méthane est brûlé.
II arrive également que le producteur de méthane réduise volontairement sa production, pour ne pas dépasser certains seuils. En effet, suivant la réglementation en vigueur dans le pays où l'installation se trouve, le tarif de rachat subventionné du méthane dépend de la quantité produite.
Un dépassement trop fréquent, plus de deux fois dans l'année en France par exemple, de la quantité mensuelle de méthane spécifiée dans la demande d'autorisation réglementaire de l'installation entraîne la perte du tarif subventionné pour la surproduction réalisée. Cette surproduction est alors vendue au prix du marché du gaz, nettement plus faible que le tarif subventionné. Ce prix ne couvre pas l'ensemble des frais de production, et le producteur risque de vendre à perte la quantité de méthane dépassant la limite mensuelle. Si le dépassement est trop important, il peut également entraîner une baisse du tarif de rachat pour l'ensemble de la production, et pas seulement pour la quantité dépassant la limite autorisée. Ceci entraîne une baisse globale du revenu du producteur de bio-méthane.
Ainsi, le producteur de bio-méthane tente généralement de contrôler la quantité de méthane produite pour la maintenir en dessous de la limite autorisée. Toutefois, comme la production de gaz à partir de matières organiques fait appel à des processus physiques ou chimiques qui ont une grande inertie (trente à cinquante jours entre l'alimentation du méthaniseur et la production effective de gaz), il est très difficile de piloter finement le débit de gaz produit de manière à s'approcher au plus près de la limite autorisée. Ceci conduit les producteurs de bio-méthane à brider volontairement leurs productions à un niveau nettement inférieur à la limite autorisée, pour éviter tout emballement de la production de méthane qui pourrait conduire à un dépassement de la limite de production, même ponctuel.
Par ailleurs, la capacité du réseau de transport ou de distribution de gaz à recevoir la production de méthane varie de manière saisonnière. Cette variation est due à révolution des quantités de gaz consommées par les consommateurs raccordés au réseau.
En effet, un grand nombre d'installations de production de bio-méthane sont localisées en zone rurale, c'est-à-dire dans des zones où l'utilisation du gaz de réseau est liée aux besoins de chauffage. En été, la consommation de gaz de ces zones rurales baisse tellement qu'elle peut être inférieure à la production locale de bio-méthane. Il n'y a alors tout simplement plus de place sur le réseau pour les quantités de bio-méthane produites par les installations. Ce phénomène est encore accentué la nuit et les jours fériés, pendant l'été.
Le producteur doit alors anticiper longtemps à l'avance, typiquement au moins un mois, cette baisse de consommation, en réduisant l'alimentation de son méthaniseur et donc en bridant sa production. Alternativement, il peut brûler le bio-méthane produit en excès dans une torchère dédiée.
Ainsi, les raisons évoquées ci-dessus contribuent à sous-utiliser l'installation de production de bio-méthane, et à ne valoriser économiquement qu'une partie seulement de la capacité de production de cette installation.
Une solution pour améliorer la situation serait de pouvoir stocker une partie du gaz produit par le méthaniseur. Il serait notamment intéressant de pouvoir stocker une à deux journées de production entières, de manière à recueillir la quantité de gaz produite lors d'opérations de maintenance ou dans des périodes de faible consommation telles que le week-end et les jours fériés.
II serait encore plus avantageux de pouvoir stocker plusieurs semaines de production, pour recueillir le gaz produit lorsque le réseau de transport ou de distribution gazier est saturé sur de longues périodes, par exemple pendant plusieurs semaines l'été.
Une première possibilité consiste à stocker le gaz directement dans le méthaniseur. La quantité de gaz ainsi stockée est limitée par la pression de gaz maximum acceptable à l'intérieur du méthaniseur. En tout état de cause, la quantité maximum de gaz stockable dans un méthaniseur est comprise entre quatre et huit heures de production. Ceci est nettement insuffisant au regard des besoins énoncés ci-dessus.
Une autre possibilité consiste à employer des gazomètres, permettant de stocker sensiblement à pression atmosphérique le gaz produit par le méthaniseur. Les gazomètres permettent de stocker au maximum 5000 Nm3 de gaz, soit environ 2500 Nm3 de méthane. Un méthaniseur produit typiquement 250 Nm3/h de bio-gaz. Les gazomètres permettent donc de stocker un peu plus d'une journée de production seulement.
Augmenter la capacité de stockage par gazomètre est possible, mais conduit à des coûts d'investissement considérables.
Alternativement, il est également possible de brûler le surplus de bio-gaz dans une torche dédiée, mais cette solution présente le défaut que la production de bio-gaz est perdue.
Ainsi, il n'existe pas de solution technique permettant de faire fonctionner un méthaniseur à sa capacité de production maximale pendant une longue période.
Dans ce contexte, l'invention vise à proposer une installation n'ayant pas le défaut ci-dessus.
Pour ce faire, l'invention porte sur une installation de production de bio-méthane, l'installation comprenant :
- un méthaniseur, produisant un flux de bio-gaz à partir de matière organique, le bio-gaz comprenant du méthane et des impuretés ;
- un épurateur séparant le flux de bio-gaz en un flux de bio-méthane comprenant essentiellement du méthane et un flux d'impuretés ;
- un poste d'injection, raccordé à l'épurateur par un conduit de méthane, configuré pour injecter le flux de bio-méthane dans un réseau de transport ou de distribution gazier ; - une unité de conditionnement, configurée pour sélectivement prélever au moins une partie du flux de bio-méthane et conditionner le bio-méthane sous forme d'au moins un produit à haute densité ;
- une unité de stockage du ou de chaque produit à haute densité ;
- une unité de déconditionnement, configurée pour sélectivement convertir le ou chaque produit à haute densité stocké dans l'unité de stockage en un flux supplémentaire de bio-méthane et pour fournir le flux supplémentaire de bio-méthane au poste d'injection.
Le conduit de méthane peut aussi être appelé « conduite d'alimentation ».
L'unité de conditionnement et l'unité de stockage, en cas de surproduction de bio- gaz par le méthaniseur au regard du flux qui peut être absorbé par le réseau de transport ou de distribution gazier, permettent de stocker une partie de la production. Le méthane est stocké sous la forme d'un produit à haute densité, de telle sorte qu'une quantité importante de gaz peut être stockée.
Il devient possible de stocker plusieurs semaines de production sans que le stockage occupe un volume excessif. Le coût du stockage devient donc raisonnable.
Au contraire, pendant les périodes où l'installation de production ne fournit pas assez de méthane au regard des besoins du réseau de transport ou de distribution, l'unité de déconditionnement permet de fournir une quantité supplémentaire de méthane, qui vient s'ajouter à celle produite par le méthaniseur.
II devient donc possible de faire fonctionner le méthaniseur à un niveau proche de sa capacité maximum, sur une longue période, pratiquement tout au long de l'année.
L'installation peut également présenter une ou plusieurs des caractéristiques ci- dessous, considérées individuellement ou selon toutes les combinaisons techniquement possibles :
- le ou chaque produit à haute densité contient au moins 50 Nm3 de bio-méthane par m3 de produit à haute densité ;
- le ou chaque produit à haute densité est choisi dans la liste suivante : méthane à une pression supérieure à 50 bars ; GNL ; hydrate de méthane, solide ou sous forme de suspension ; méthane adsorbé sur un matériau adsorbant solide ;
- le produit à haute densité est du GNL, l'unité de conditionnement comprenant un dispositif de liquéfaction, l'unité de stockage comprenant au moins un réservoir cryogénique et un circuit de recyclage configuré pour renvoyer une phase gazeuse depuis un ciel du réservoir cryogénique vers le dispositif de liquéfaction ; - le méthaniseur a une capacité de production de bio-méthane maximale, l'unité de stockage ayant une capacité de stockage supérieure à deux semaines de production du méthaniseur à sa capacité de production de bio-méthane maximale ;
- l'unité de conditionnement a une durée de mise en route inférieure à 12 heures ; - l'unité de déconditionnement a une durée de mise en route inférieure à 12 heures ;
- le méthaniseur a une capacité de production de bio-méthane maximale, l'unité de déconditionnement ayant une capacité de production de bio-méthane supérieure à 50% de la capacité de production de bio-méthane maximale du méthaniseur ;
- l'installation est configurée pour permettre l'alimentation en bio-méthane du poste d'injection simultanément par l'épurateur et par l'unité de déconditionnement ;
- l'installation comprend une unité de déstockage, configurée pour exporter le produit à haute densité hors de l'installation ou pour alimenter une unité de combustion ;
- l'installation est configurée pour permettre simultanément :
- l'injection dans le réseau de transport ou de distribution gazier par le poste d'injection d'une partie du flux de bio-méthane fourni par l'épurateur ;
- le conditionnement par l'unité de conditionnement d'une autre partie du flux de bio-méthane fourni par l'épurateur ; et
- éventuellement l'export du produit à haute densité hors de l'installation par l'unité de déstockage ou l'alimentation de l'unité de combustion ;
- l'installation comprend un contrôleur configuré pour acquérir un paramètre représentatif du besoin du réseau de transport ou de distribution gazier en méthane, pour acquérir un débit de bio-méthane produit par le méthaniseur, et pour :
- activer l'unité de conditionnement si le débit de bio-méthane est supérieur au besoin du réseau de transport ou de distribution ;
- activer l'unité de déconditionnement si le débit de bio-méthane est inférieur au besoin du réseau de transport ou de distribution.
- une entrée de l'unité de conditionnement est raccordée fluidiquement au conduit de méthane par une conduite d'entrée, et une sortie de l'unité de déconditionnement est raccordée fluidiquement au conduit de méthane par une conduite de sortie ;
- le produit à haute densité est du méthane à une pression supérieure à 50 bars, et l'unité de stockage comprend au moins un réservoir de gaz à haute pression ;
- le produit à haute densité est du méthane à une pression supérieure à 50 bars, et l'unité de déconditionnement comprend un détendeur, ou une vanne de type Joule- Thomson, ou une turbine à détente ; - le produit à haute densité est du GNL, et l'unité de stockage comprend au moins un réservoir cryogénique ;
- le produit à haute densité est du GNL, et l'unité de déconditionnement comprend un vaporiseur ;
- le produit à haute densité est de l'hydrate de méthane, solide ou sous forme de suspension, et l'unité de stockage comprend au moins un réservoir isolé thermiquement ;
- le produit à haute densité est de l'hydrate de méthane, solide ou sous forme de suspension, et l'unité de déconditionnement comprend un dispositif de chauffage et de déshydratation de l'hydrate de méthane ;
- le produit à haute densité est du méthane adsorbé sur un matériau adsorbant solide, et l'unité de stockage comprend au moins un réservoir étanche, contenant le matériau adsorbant solide ;
- le produit à haute densité est du méthane adsorbé sur un matériau adsorbant solide, et l'unité de déconditionnement comprend un dispositif d'aspiration, configuré pour maintenir le réservoir étanche à une pression inférieure à une limite déterminée.
Selon un second aspect, l'invention porte sur un procédé de pilotage d'une installation de production de méthane ayant les caractéristiques ci-dessus, le procédé comprenant les étapes suivantes :
- acquisition d'un paramètre représentatif du besoin du réseau de transport ou de distribution gazier en méthane ;
- acquisition d'un débit de bio-méthane produit par le méthaniseur ;
- activation de l'unité de conditionnement si le débit de bio-méthane est supérieur au besoin du réseau de transport ou de distribution ;
- activation de l'unité de déconditionnement si le débit de bio-méthane est inférieur au besoin du réseau de transport ou de distribution.
Le procédé de pilotage peut également présenter les caractéristiques ci-dessous :
- le méthaniseur fonctionne en permanence à une capacité supérieure à 90% de sa capacité de production de méthane maximale.
D'autres caractéristiques et avantages de l'invention ressortiront de la description détaillée qui en est donnée ci-dessous, à titre indicatif et nullement limitatif, en référence aux figures ci-dessous parmi lesquelles :
- la figure 1 est une représentation schématique simplifiée de l'installation de production de méthane de l'invention ;
- la figure 2 est une représentation schématique simplifiée d'un méthaniseur ; et - la figure 3 est une représentation schématique simplifiée des unités de conditionnement, de stockage et de déconditionnement dans le cas où le produit à haute densité est du GNL.
L'installation 1 représentée sur la figure 1 est destinée à produire du bio-méthane (CH4). L'installation 1 comprend un méthaniseur 2, produisant un flux de bio-gaz à partir de matières organiques.
On appelle ici bio-méthane et bio-gaz respectivement les flux de méthane et de gaz produits à partir de la matière organique par le méthaniseur.
Le méthaniseur 2 est de tout type adapté.
II met en œuvre un processus biologique de dégradation de la matière organique, par des bactéries, en l'absence d'oxygène et à température constante.
La matière organique utilisée comprend par exemple les déjections animales (fumier, lisier), les résidus de culture tels que la paille, ou des plantes telles que le maïs, l'herbe, le sorgo, etc ..
La matière organique utilisée peut également comporter des résidus provenant de l'industrie agroalimentaire (graisse, huile), ou des collectivités (tonte de pelouse, boue de station d'épuration, etc .).
La méthanisation résulte d'une suite de réactions biologiques, réalisées par plusieurs types de microorganismes.
Le méthaniseur 2 comprend une cuve 3, comme illustré sur la figure 2. La cuve 3 est recouverte d'une membrane 4 imperméable au bio-gaz.
La matière organique en cours de traitement se trouve typiquement sous forme d'une boue à l'intérieur de la cuve 3. Elle est brassée en permanence. Elle y reste un à deux mois, et est décomposée en un liquide appelé « digestat » et en un gaz appelé bio- gaz.
Le digestat comprend de l'eau et les résidus de la matière organique qui ne sont pas convertis en gaz.
Le bio-gaz résultant de la fermentation de la matière organique s'accumule au- dessus de la cuve, sous la membrane 4. Le bio-gaz comprend typiquement au moins 50% de méthane.
Plus précisément, le flux de bio-gaz comprend typiquement entre 50 et 75% de méthane (CH4), entre 25 et 45% de dioxyde de carbone (C02), entre 2 et 7% de vapeur d'eau (H20), ainsi que de petites quantités d'azote (N2), d'hydrogène (H2), d'oxygène (02) et d'hydrogène sulfurée (H2S).
Le méthaniseur 3 produit par exemple 250 Nm3/h de bio-gaz. Typiquement, le flux de bio-gaz sort du méthaniseur 2 à une pression proche de la pression atmosphérique, par exemple à une pression de 80 mbar relatifs.
L'installation 1 comporte par ailleurs un épurateur, 7 raccordé au méthaniseur 2 par un conduit de bio-gaz 5. L'épurateur 7 sépare le flux de bio-gaz en un flux de bio- méthane comprenant essentiellement du méthane, et un flux d'impuretés.
Un tel épurateur 7 est de type connu, et ne sera pas décrit ici.
Le flux de bio-méthane comprend au moins 90% de méthane en volume, de préférence au moins 95% de méthane en volume, et typiquement environ 97% de méthane en volume.
Le flux d'impuretés comporte tous les autres gaz.
L'installation 1 comporte encore un poste d'injection 1 1 , raccordé à l'épurateur 7 par un conduit de méthane 9, qui peut aussi être désigné sous le terme « conduite d'alimentation ».
Le poste d'injection 1 1 est configuré pour injecter le flux de bio-méthane dans un réseau de transport ou de distribution gazier 13. Le poste d'injection 1 1 est de type connu et ne sera pas décrit plus en détail ici.
Quand le réseau 13 est un réseau de distribution gazier, il est typiquement à une pression comprise entre 3 et 12 bar absolus.
Le flux de bio-méthane sortant de l'épurateur 7 est à la pression, ou à une pression proche, de celle du gaz circulant dans le réseau de distribution 13.
Quand le réseau 13 est un réseau de transport gazier, il est typiquement à une pression comprise entre 20 et 67 bar, ou à une pression comprise entre 20 et 85 bar.
Dans ce cas, l'installation 1 comporte avantageusement une unité de compression 14, configurée pour comprimer le bio-méthane circulant dans le conduit de méthane 9 à la pression, ou à une pression proche, de celle du gaz circulant dans le réseau de transport 13.
Avantageusement, le poste d'injection 1 1 comporte un système de mesure de la qualité du méthane, configuré pour mesurer le taux d'impuretés dans le flux de biométhane, notamment la proportion de C02, d'H20 et de H2S.
L'installation 1 comporte de préférence une torchère 15, le poste 1 1 étant configuré pour diriger le flux de bio-méthane vers la torchère 15 si la qualité du méthane n'est pas adéquate pour pouvoir l'injecter dans le réseau de transport ou de distribution 13.
L'installation 1 peut avantageusement comporter une autre torchère 17, visible sur la figure 1 . Le méthaniseur 2 est configuré pour diriger tout ou partie du flux de bio-gaz vers la torchère 17, notamment pour des raisons de sécurité si la pression de bio-gaz à l'intérieur du méthaniseur 2 est trop forte.
Le réseau de transport ou de distribution gazier 13 est prévu pour desservir une pluralité de consommateurs de gaz. Le gaz circulant dans le réseau 13 provient d'une source de gaz, autre que le méthaniseur 2, par exemple d'un terminal méthanier.
L'installation 1 comporte encore :
- une unité de conditionnement 19, configurée pour sélectivement prélever au moins une partie du flux de bio-méthane et conditionner le bio-méthane sous la forme d'un produit à haute densité ;
- une unité 21 de stockage du produit à haute densité ;
- une unité de déconditionnement 23, configurée pour sélectivement convertir le produit à haute densité stocké dans l'unité de stockage 21 en un flux supplémentaire de bio-méthane et pour fournir le flux supplémentaire au poste d'injection 1 1 .
Le poste d'injection 1 1 est directement raccordé à l'épurateur 7 par le conduit de méthane 9. On entend par là que le bio-méthane circule directement de l'épurateur 7 au poste d'injection 1 1 dans le conduit 9, sans passer par les unités de conditionnement, de stockage et de déconditionnement.
L'entrée de l'unité de conditionnement 19 est raccordée fluidiquement au conduit de méthane 9 par une conduite d'entrée 27. La sortie de l'unité de conditionnement 19 est raccordée fluidiquement à l'entrée du stockage 21 par une conduite 29, la sortie du stockage 21 étant raccordée à l'entrée de l'unité de déconditionnement 23 par une conduite 31 . La sortie de T'unité de déconditionnement 23 est raccordée fluidiquement au conduit de méthane 9 par une conduite de sortie 33, débouchant le cas échéant en amont de l'unité de compression 14.
Les conduites d'entrée et de sortie 31 , 33 sont ainsi montées en dérivation sur la conduite d'alimentation 9.
Le produit à haute densité contient au moins 50 Nm3 de bio-méthane par m3 de produit à haute densité. De préférence, il contient au moins 100 Nm3 de bio-méthane par m3 de produit à haute densité et encore de préférence au moins 150 Nm3 de bio-méthane par m3 de produit à haute densité.
Un Nm3 correspond à un m3 de gaz à 0°C et 101 300 Pa.
Selon un premier mode de réalisation, le produit à haute densité est du méthane stocké à une pression supérieure à 50 bars, de préférence une pression supérieure à 100 bars, et encore de préférence à une pression comprise entre 150 et 250 bars. Dans ce cas, l'unité de conditionnement 19 comprend au moins un compresseur ; et de préférence un dispositif pour désurchauffer le bio-méthane, de manière à augmenter sa densité et sa masse volumique.
Un m3 de bio-méthane à haute pression contient par exemple 250 Nm3 de bio- méthane.
Dans ce mode de réalisation, l'unité de stockage 21 comprend au moins un réservoir de gaz à haute pression.
Le compresseur est par exemple un compresseur vendu sous le nom « CNG compressor » par la société ARIEL Corporation, Mount Vernon, Ohio, USA.
Typiquement, l'unité de stockage 21 comporte une pluralité de réservoirs de gaz à haute pression. Ces réservoirs sont par exemple des tubes ou des sphères vendus sous le nom « Cascade Storage » par la société GREEN LINE FUEL CORP, Temecula, Californie, USA.
Dans ce mode de réalisation, l'unité de déconditionnement 23 comprend un détendeur. Ce détendeur est configuré pour détendre le méthane à haute pression à la pression du réseau 13.
De tels détendeurs sont connus et ne seront pas décrits en détail ici.
Selon un second mode de réalisation, le produit à haute densité est du GNL (gaz naturel liquéfié).
Le GNL est typiquement à une température comprise entre -120°C et -160°C, et à une pression comprise entre 1 et 12 bar absolus.
Dans ce cas, un m3 de produit à haute densité contient 580 Nm3 de bio-méthane environ.
Dans ce mode de réalisation, l'unité de conditionnement 19 comprend un dispositif de liquéfaction. Ce dispositif de liquéfaction est typiquement un dispositif de liquéfaction de petite capacité, vendu par la société CRYOSTAR, Hésingue, France.
Avantageusement, le dispositif de liquéfaction assure une épuration supplémentaire du bio-méthane.
Cette épuration supplémentaire est réalisée par exemple par les dispositifs et par les procédés commercialisés par la société CHAUMECA, Haubourdin, France.
Dans ce mode de réalisation, l'unité de stockage 21 comprend au moins un, de préférence une pluralité, de réservoirs cryogéniques 35 (figure 3). Ces réservoirs cryogéniques sont du type commercialisé par exemple par les sociétés EUROTAINER, Levallois-Perret, France ou CRYONORM BV, LH Alphan aan den Rijn, Pays-Bas. Dans ce cas, l'unité de déconditionnement 23 comprend typiquement un vaporiseur, configuré pour vaporiser le GNL. Ce vaporiseur est par exemple du type commercialisé par la société CRYONORM BV sous le nom « LNG AMBIENT AIR VAPORIZER ».
Dans de tels vaporiseurs, le GNL est vaporisé par échange de chaleur avec l'air ambiant.
Selon une variante avantageuse de l'invention, l'unité de stockage 21 comprend un circuit de recyclage 37 configuré pour renvoyer une phase gazeuse depuis le ciel du réservoir cryogénique 35 vers le dispositif de liquéfaction de l'unité de conditionnement 19 (figure 3).
En effet, bien que le réservoir cryogénique 35 soit isolé thermiquement, il se produit à terme une évaporation très partielle du GNL, le gaz s'accumulant dans le ciel 39 du réservoir cryogénique 35. Le circuit de recyclage 37 permet de prélever la phase gazeuse s'accumulant dans le ciel 39, et de la renvoyer en amont de l'unité de conditionnement 19. La phase gazeuse est ainsi reliquéfiée et retourne dans le réservoir cryogénique 35 après avoir traversé le dispositif de liquéfaction.
Grâce à cet aspect de l'invention, il est possible de stocker sans limite de temps le GNL dans l'unité de stockage 21 .
Selon un troisième mode de réalisation, le produit à haute densité est un hydrate de méthane. Un tel hydrate de méthane est obtenu en mélangeant le méthane à de l'eau pure, à une température proche de -15°C.
Dans ce cas, un m3 de produit à haute densité contient environ 170 Nm3 de biométhane.
Une unité de conditionnement 19 adaptée pour produire un hydrate de méthane est décrite dans US 2012/0232318 et dans l'article « Méthane hydrate pellet transport using the self-preservative effect : a techno-economic analysis », publié dans la revue Energies, 2012, 5, pages 2499-2523.
L'hydrate de méthane se présente sous la forme d'un solide ou sous la forme d'une suspension. Quand l'hydrate de méthane est stockée sous forme solide, elle se présente par exemple sous la forme de granules.
Dans ce cas, l'unité de stockage 21 comporte avantageusement au moins un, de préférence plusieurs réservoirs isolés thermiquement. L'hydrate de méthane est stockée à l'intérieur du réservoir, à une température d'environ -15°C.
Dans ce troisième mode de réalisation, l'unité de déconditionnement 23 comprend un dispositif de chauffage et de déshydratation de l'hydrate de méthane. Selon un quatrième mode de réalisation, le produit à haute densité est du méthane adsorbé sur un matériau adsorbant solide.
Dans ce cas, un m3 de produit à haute densité contient environ 190 Nm3 de méthane.
Dans ce mode de réalisation, les unités de conditionnement 19 et de stockage 21 sont confondues. L'unité de conditionnement et de stockage comprend un réservoir étanche, contenant le matériau adsorbant solide. Ce matériau adsorbant solide est par exemple du charbon actif. Cette unité est configurée pour permettre l'adsorption du méthane, par circulation du méthane provenant du conduit de méthane 9, à haute pression et basse température, au contact du matériau. Par exemple, le bio-méthane est circulé à une pression d'environ 30 bars et à température ambiante.
Dans ce quatrième mode de réalisation, l'unité de déconditionnement 23 comprend un dispositif d'aspiration, configuré pour maintenir le réservoir étanche à une pression inférieure à une limite déterminée. Une diminution de la pression interne dans le réservoir étanche provoque en effet la désorption du méthane. En variante ou en complément, l'unité de déconditionnement 23 comporte un chauffage, configuré pour chauffer le matériau adsorbant stocké dans le réservoir étanche.
Eventuellement, l'unité de déconditionnement 23 comprend un compresseur, configuré pour comprimer le flux supplémentaire de bio-méthane à la pression nécessaire pour l'injection dans le réseau de transport ou de distribution gazier 13.
Les solutions techniques pour le conditionnement, le stockage et le déconditionnement par un matériau solide adsorbant sont commercialisées par exemple par les sociétés CENERGY SOLUTIONS (Houston, Texas, USA), ou ANGP (Adsorbed Natural Gas Product, Inc., Chester, New-Jersey, USA).
Avantageusement, et quel que soit le type de produit à haute densité choisi, le stockage 21 a une capacité de stockage supérieure à deux semaines de production du méthaniseur 2 à sa capacité de production de bio-méthane maximale.
Comme expliqué plus haut, ceci permet de stocker la production du méthaniseur pendant les périodes où la consommation des consommateurs raccordés au réseau 13 est durablement basse, comme en été.
Avantageusement, l'unité de conditionnement 19 a une durée de mise en route inférieure à douze heures, de préférence inférieure à 6 heures, encore de préférence inférieure à 1 heure. De même, l'unité de déconditionnement 23 a elle aussi avantageusement une durée de mise en route inférieure à douze heures, de préférence inférieure à 6 heures, encore de préférence inférieure à 1 heure.
Ceci permet d'adapter rapidement la quantité de bio-méthane dirigée vers le poste d'injection 1 1 , et de suivre finement les variations du besoin en méthane du réseau de transport ou de distribution gazier 13.
Toujours dans cette optique, l'unité de déconditionnement 23 a une capacité de production de bio-méthane supérieure à 50% de la capacité de production de biométhane maximale du méthaniseur 2. Il est donc possible de répondre à une variation temporaire de demande en méthane du réseau de transport ou de distribution 13, par exemple une pointe de consommation dans le réseau 13 en début et en fin de journée.
Selon un autre aspect avantageux de l'invention, l'installation 1 comporte une unité de déstockage 41 , configurée pour exporter le produit à haute densité hors de l'installation, ou pour alimenter une unité de combustion 43.
L'unité de déstockage 41 prélève typiquement le produit à haute densité dans l'unité de stockage 21 .
Le produit à haute densité est par exemple exporté sous forme de carburant pour véhicule. Dans ce cas, il est typiquement sous la forme de méthane à haute pression, ou sous la forme de GNL.
L'unité de déstockage 41 est par exemple prévue pour délivrer le produit à haute densité au détail, localement, c'est-à-dire dans l'installation 1 ou à proximité de l'installation 1 . Elle permet par exemple de fournir du carburant aux véhicules agricoles locaux 45 ou à tout autre véhicule industriel local. Cette solution est à envisager si l'installation 1 est implantée chez un agriculteur produisant la matière organique alimentant le méthaniseur.
En variante, l'unité de déstockage 41 est prévue pour fournir le produit à haute densité en plus grande quantité, pour transport de celui-ci jusqu'à des stations-services externes à l'installation 1 , qui distribueront le carburant pour véhicule.
Le produit à haute densité est par exemple transporté par des camions citernes 47, ou même par un conduit si la station-service n'est pas trop éloignée.
Quand le produit à haute densité est du GNL, l'unité 41 de déstockage est en variante configurée pour délivrer le GNL au détail, de manière à alimenter des chaudières industrielles. Le GNL est transporté jusqu'aux chaudières industrielles par des camions citernes 47 ou par des conduits. Comme expliqué plus haut, l'unité de déstockage 41 est configurée en variante pour alimenter une unité de combustion 43. L'unité de combustion 43 est soit une partie intégrante de l'installation 1 , soit une installation distincte, installée à distance de l'installation de production de bio-méthane.
Quand l'unité de combustion fait partie de l'installation 1 de production de biométhane, l'unité de déstockage 41 délivre le produit à haute densité à l'unité de combustion 43 par un conduit. Quand l'unité de combustion 43 est distincte de l'installation 1 , l'unité de déstockage 41 est configurée pour fournir le produit à haute densité à un moyen de transport tel qu'un camion-citerne 47.
L'unité de combustion 43 brûle le bio-méthane et fournit soit de la chaleur, soit de l'électricité, soit à la fois de la chaleur et de l'électricité.
Selon un aspect avantageux de l'invention, l'installation 1 est configurée pour permettre l'alimentation du poste d'injection 1 1 en méthane simultanément par l'épurateur 7 et par l'unité de déconditionnement 23. Ainsi, il est possible d'augmenter rapidement la production de méthane pour suivre les besoins du réseau de transport ou de distribution 13.
Selon un autre aspect, l'installation 1 est configurée pour permettre simultanément :
- l'injection dans le réseau de transport ou de distribution gazier 13 par le poste d'injection 1 1 d'une partie du flux de bio-méthane fourni par l'épurateur 7 ;
- le conditionnement par l'unité de conditionnement 19 d'une autre partie du flux de bio-méthane fourni par l'épurateur 7 ; et éventuellement
- l'export du produit à haute densité par l'unité de déstockage 41 , ou l'alimentation de l'unité de combustion 43.
II est ainsi possible d'évacuer à tout instant l'excès de production du méthaniseur.
Il est également possible de répondre à une demande temporaire pour exporter le produit à haute densité, par exemple une pointe de consommation de GNL par des machines agricoles en début de semaine ou lors des périodes de moisson.
L'installation 1 comporte un contrôleur 49. Elle comporte également des vannes commandées 51 , intercalées sur les conduites 27, 29, 31 et 33. Ces vannes sont pilotées par le contrôleur 49. Elles permettent de démarrer ou d'interrompre la circulation dans les conduites 27, 29, 31 , 33. Le contrôleur 49 peut ainsi mettre en fonctionnement ou stopper l'unité de conditionnement 19 et l'unité de déconditionnement 23. Le contrôleur 49 pilote également tous les organes actifs de l'unité de conditionnement 19, de l'unité de stockage 21 et de l'unité de déconditionnement 23. Il pilote également l'éventuelle unité de déstockage 41 .
Le contrôleur 49 est par ailleurs configuré pour acquérir un paramètre représentatif du besoin du réseau de transport ou de distribution gazier 13 en méthane, et pour acquérir un débit de bio-méthane produit par le méthaniseur 2.
Le paramètre représentatif du besoin du réseau de transport ou de distribution gazier 13 en méthane est par exemple fourni par l'unité pilotant le réseau de transport ou de distribution gazier 13.
Le débit de bio-méthane est fourni au contrôleur 49 par exemple par une sonde de mesure de débit 53, implantée de préférence dans le conduit 9 ou implantée dans le conduit 5.
Avantageusement, le contrôleur 49 est programmé pour :
- activer l'unité de conditionnement 19 si le débit de méthane est supérieur aux besoins du réseau de conditionnement 13 ;
- activer l'unité de déconditionnement 23 si le débit de méthane est inférieur aux besoins du réseau de transport ou de distribution 13.
L'invention porte également sur un procédé de pilotage d'une installation de production de bio-méthane 1 telle que décrite ci-dessus.
Le procédé comprend les étapes suivantes :
- acquisition d'un paramètre représentatif du besoin du réseau de transport ou de distribution gazier 13 en méthane ;
- acquisition d'un débit de méthane produit par le méthaniseur 2 ;
- activation de l'unité de conditionnement 19 si le débit de méthane est supérieur aux besoins du réseau de transport ou de distribution 13 ;
- activation de l'unité de déconditionnement 23 si le débit de méthane est inférieur aux besoins du réseau de transport ou de distribution 13.
Les unités de conditionnement et de déconditionnement 19, 23 sont activées comme décrits plus haut, par le contrôleur 49, en actionnant les vannes commandées 47 et éventuellement les organes actifs des unités de conditionnement 19, de stockage 21 et de déconditionnement 23.
De préférence, le méthaniseur 2 fonctionne en permanence à une capacité supérieure à 90% de sa capacité de production de bio-méthane maximale, de préférence supérieure à 95% de sa capacité de production maximale.
Ainsi, l'invention permet de trouver un exutoire au bio-gaz produit lors des périodes où celui-ci ne peut pas être valorisé, du fait de l'inadéquation entre la quantité de bio-gaz produit par le méthaniseur 2 et les besoins du réseau de transport ou de distribution 13.
L'invention permet de stocker le bio-méthane produit sous la forme d'un produit à haute densité, pendant une longue durée, et permet de le réinjecter plus tard dans le réseau de transport ou de distribution 13. Ainsi, on ne change pas le type de valorisation économique du méthane, mais on décale dans le temps l'injection jusqu'à un moment où celle-ci est de nouveau possible. L'injection est réalisée pendant les pointes de consommation journalière, ou hebdomadaire, ou encore dans les périodes de forte consommation annuelle, en automne ou en hiver lorsque les consommations de gaz sont les plus hautes.
Par conséquent le système proposé permet de réinjecter dans le conduit de méthane 9 les surplus de biométhane sans perturber la production 5 ou l'épuration 7 de biométhane c'est-à-dire sans faire varier le débit de production de biométhane issu de l'épuration 7 et sans induire une surconsommation d'énergie au niveau de l'épuration 7.
Quand l'installation 1 est équipée d'une unité de déstockage, il est possible de valoriser le bio-méthane sous d'autres formes, lorsque leur valorisation est intéressante pour le producteur. Il est ainsi possible de valoriser le bio-méthane sous forme de carburant pour véhicule, ou sous forme de GNL pour alimenter des chaudières industrielles, ou encore par combustion, pour la production d'électricité et/ou de chaleur.
II est à noter que l'installation 1 peut être configurée pour le stockage du méthane sous la forme de plusieurs types de produits à haute densité différents. Dans ce cas, les unités de conditionnement, de stockage et de déconditionnement contiennent chacune des moyens adaptés à chaque type de produit à haute densité.
Ces moyens ont été décrits plus haut.
Selon un autre aspect avantageux de l'invention, l'unité de conditionnement 19, l'unité de stockage 21 et l'unité de déconditionnement 23 sont transportables. Chaque unité est constituée d'un seul module ou d'un petit nombre de modules. Ces modules peuvent être acheminés par voie routière soit directement (par exemple dans le cas d'un réservoir de GNL), soit en étant préalablement disposé sur un support de transport, communément appelé skid en anglais.
L'assemblage des modules est simple, car il consiste seulement à relier entre elles les entrées et les sorties de chaque module, par l'intermédiaire de brides de fixation, de tubes flexibles ou de tubes soudés. L'installation au sol est simplifiée, et soit ne nécessite aucune fixation particulière (exemple des réservoirs pour GNL), soit ne nécessite que des chevilles de fixation sur des dalles de béton classiques.

Claims

REVENDICATIONS
1 . - Installation de production de bio-méthane, l'installation (1 ) comprenant :
- un méthaniseur (2), produisant un flux de bio-gaz à partir de matière organique, le bio- gaz comprenant du méthane et des impuretés ;
- un épurateur (7) séparant le flux de bio-gaz en un flux de bio-méthane comprenant essentiellement du méthane et un flux d'impuretés ;
- un poste d'injection (1 1 ), raccordé à l'épurateur (7) par un conduit de méthane (9), configuré pour injecter le flux de bio-méthane dans un réseau de transport ou de distribution gazier (13) ;
- une unité de conditionnement (19), configurée pour sélectivement prélever au moins une partie du flux de bio-méthane et conditionner le bio-méthane sous forme d'au moins un produit à haute densité ;
- une unité de stockage (21 ) du ou de chaque produit à haute densité ;
- une unité de déconditionnement (23), configurée pour sélectivement convertir le ou chaque produit à haute densité stocké dans l'unité de stockage (21 ) en un flux supplémentaire de bio-méthane et pour fournir le flux supplémentaire de bio-méthane au poste d'injection (1 1 ).
2. - Installation selon la revendication 1 , dans laquelle le ou chaque produit à haute densité contient au moins 50 Nm3 de bio-méthane par m3 de produit à haute densité.
3. - Installation selon la revendication 1 ou 2, dans laquelle le ou chaque produit à haute densité est choisi dans la liste suivante : méthane à une pression supérieure à 50 bars ; GNL ; hydrate de méthane, solide ou sous forme de suspension ; méthane adsorbé sur un matériau adsorbant solide.
4.- Installation selon la revendication 3, dans laquelle le produit à haute densité est du GNL, l'unité de conditionnement (19) comprenant un dispositif de liquéfaction, l'unité de stockage (21 ) comprenant au moins un réservoir cryogénique (35) et un circuit de recyclage (37) configuré pour renvoyer une phase gazeuse depuis un ciel du réservoir cryogénique (35) vers le dispositif de liquéfaction.
5.- Installation selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans laquelle le méthaniseur (2) a une capacité de production de bio-méthane maximale, l'unité de stockage (21 ) ayant une capacité de stockage supérieure à deux semaines de production du méthaniseur (2) à sa capacité de production de bio-méthane maximale.
6. - Installation selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans laquelle l'unité de conditionnement (19) a une durée de mise en route inférieure à 12 heures.
7. - Installation selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans laquelle l'unité de déconditionnement (23) a une durée de mise en route inférieure à 12 heures.
8. - Installation selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans laquelle le méthaniseur (2) a une capacité de production de bio-méthane maximale, l'unité de déconditionnement (23) ayant une capacité de production de bio-méthane supérieure à 50% de la capacité de production de bio-méthane maximale du méthaniseur (2).
9. - Installation selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans laquelle l'installation (1 ) est configurée pour permettre l'alimentation en bio-méthane du poste d'injection (1 1 ) simultanément par l'épurateur (7) et par l'unité de déconditionnement (23).
10.- Installation selon l'une quelconque des revendications précédentes, comprenant une unité de déstockage (41 ), configurée pour exporter le produit à haute densité hors de l'installation (1 ) ou pour alimenter une unité de combustion (43).
1 1 . - Installation selon la revendication 10, configurée pour permettre simultanément :
- l'injection dans le réseau de transport ou de distribution gazier (13) par le poste d'injection (1 1 ) d'une partie du flux de bio-méthane fourni par l'épurateur (7) ;
- le conditionnement par l'unité de conditionnement (19) d'une autre partie du flux de biométhane fourni par l'épurateur (7) ; et
- éventuellement l'export du produit à haute densité hors de l'installation (1 ) par l'unité de déstockage (41 ) ou l'alimentation de l'unité de combustion (43).
12. - Installation selon l'une quelconque des revendications précédentes, comprenant un contrôleur (49) configuré pour acquérir un paramètre représentatif du besoin du réseau de transport ou de distribution gazier (13) en méthane, pour acquérir un débit de bio-méthane produit par le méthaniseur (2), et pour :
- activer l'unité de conditionnement (19) si le débit de bio-méthane est supérieur au besoin du réseau de transport ou de distribution (13) ;
- activer l'unité de déconditionnement (23) si le débit de bio-méthane est inférieur au besoin du réseau de transport ou de distribution (13).
13. - Installation selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans laquelle une entrée de l'unité de conditionnement (19) est raccordée fluidiquement au conduit de méthane (9) par une conduite d'entrée (27), et une sortie de l'unité de déconditionnement (23) est raccordée fluidiquement au conduit de méthane (9) par une conduite de sortie (33).
14. - Procédé de pilotage d'une installation de production de bio-méthane selon l'une quelconque des revendications précédentes, le procédé comprenant les étapes suivantes :
- acquisition d'un paramètre représentatif du besoin du réseau de transport ou de distribution gazier (13) en méthane ;
- acquisition d'un débit de bio-méthane produit par le méthaniseur (2) ;
- activation de l'unité de conditionnement (19) si le débit de bio-méthane est supérieur au besoin du réseau de transport ou de distribution (13) ;
- activation de l'unité de déconditionnement (23) si le débit de bio-méthane est inférieur au besoin du réseau de transport ou de distribution (13).
15. - Procédé de pilotage selon la revendication 14, dans lequel le méthaniseur (2) fonctionne en permanence à une capacité supérieure à 90% de sa capacité de production de méthane maximale.
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