WO2023041755A1 - Unité d'épuration de biogaz - Google Patents

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WO2023041755A1
WO2023041755A1 PCT/EP2022/075875 EP2022075875W WO2023041755A1 WO 2023041755 A1 WO2023041755 A1 WO 2023041755A1 EP 2022075875 W EP2022075875 W EP 2022075875W WO 2023041755 A1 WO2023041755 A1 WO 2023041755A1
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biogas
combustion
retentate
permeate
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Eric Peyrat
Sébastien PAOLOZZI
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Prodeval Sas
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    • B01D53/225—Multiple stage diffusion
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    • C10L2290/548—Membrane- or permeation-treatment for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel

Definitions

  • the present invention relates to the field of gas purification and relates more particularly to a purification unit making it possible to transform an incoming gas flow into a biomethane flow.
  • Biomethane is a gas comprising at least 95% methane (CH 4 ), preferably more than 97% methane.
  • the incoming flow of biogas is separated into a flow of biomethane and a flow of residual gases.
  • This flow of residual gases essentially comprises carbon dioxide (CO 2 ) but also methane, in a small proportion, which could not be separated to join the flow of biomethane.
  • this treatment can be carried out by means of a methane oxidation process in catalytic reactors or regenerative burners (RTO type or Regenerative Thermal Oxidizer).
  • RTO type or Regenerative Thermal Oxidizer This process is the simplest and most economical existing solution for complying with the discharge thresholds, but it has the disadvantage of not being able to recover the methane contained in the residual gases (loss).
  • this treatment can be carried out by means of a methane trapping process on an adsorbent medium (PSA-type process).
  • PSA-type process a methane trapping process on an adsorbent medium
  • the trapped methane is recovered and then mixed again with the incoming flow of biogas at the inlet of the purification unit.
  • this process can be long and complex, and expensive. Indeed, the cost of recovering this residual methane (CAPEX and OPEX) is significantly higher than its market value, which makes the investment unprofitable from an economic point of view.
  • this treatment can be carried out by means of a process of liquefaction of carbon dioxide with separation of methane, which remains incondensable under the conditions of temperature and pressure of liquefaction of carbon dioxide.
  • the incondensable methane is recovered and recycled at the inlet of the biogas purification unit in order to be recovered.
  • the sale of the liquid carbon dioxide produced makes it possible to finance the investment and operating costs of the liquefaction unit, but this process makes the installation complex, which can make maintenance expensive.
  • One of the aims of the invention is to propose a simple and effective purification solution.
  • Another object of the invention is to allow better use of the flow of residual gases.
  • the invention firstly relates to a purification unit configured to receive an incoming flow of biogas, for example from a biogas production module, and to separate said incoming flow of biogas received into a biomethane stream, preferably containing at least 90% methane, and a so-called “combustion” residual gas stream whose methane content is greater than 25%.
  • a purification unit configured to receive an incoming flow of biogas, for example from a biogas production module, and to separate said incoming flow of biogas received into a biomethane stream, preferably containing at least 90% methane, and a so-called “combustion” residual gas stream whose methane content is greater than 25%.
  • biogas means “as defined in ISO 20675" which covers in particular biogas produced by anaerobic fermentation (in the absence of air) of organic matter and “syngas”, which are the gases obtained by processes such as pyro-gasification, biological or catalytic methanation or any other process which leads to the production of a gaseous mixture composed essentially of methane and carbon dioxide.
  • the method according to the invention makes it possible to produce a flow of residual combustion gases which is suitable for combustion in a combustion module, in particular a cogeneration module such as for example a gas engine or a gas turbine, by virtue of its minimum 25% methane content.
  • a combustion module in particular a cogeneration module such as for example a gas engine or a gas turbine
  • the production of such a combustion flow proves to be notably counter-intuitive for those skilled in the art when looking at the ways of treating the residual gas flows resulting from the purification of biogas in the solutions of the prior art. .
  • generating a flow of residual gases with a non-negligible methane content would seem counter-intuitive for those skilled in the art who, on the contrary, wish to extract as much methane as possible from the incoming flow of biogas.
  • the purification unit comprises a plurality of stages of membranes, preferably at least three stages of membranes, configured to produce, from the inflow of biogas, a flow of biomethane whose methane content is higher to 90%, preferably greater than 95%, more preferably greater than 97%, and a combustion stream whose methane content is greater than 25%, preferably greater than 30%, more preferably greater than 35%.
  • a flow of biomethane whose methane content is higher to 90%, preferably greater than 95%, more preferably greater than 97%
  • a combustion stream whose methane content is greater than 25%, preferably greater than 30%, more preferably greater than 35%.
  • the purification unit comprises:
  • a first stage of membranes configured to receive the incoming flow of biogas and separate it into a first retentate and a first permeate
  • a second stage of membranes configured to receive the first retentate and separate it into a second retentate, corresponding to the flow of biomethane, and a second permeate which is recirculated in the incoming flow of biogas
  • a third stage of membranes configured to receive the first permeate and separate it into a third retentate, corresponding to the combustion flow, and a third permeate, which is recirculated in the incoming flow of biogas.
  • the purification unit includes:
  • a first stage of membranes configured to receive the incoming flow of biogas and separate it into a first retentate and a first permeate
  • a second stage of membranes configured to receive the first retentate and separate it into a second retentate, corresponding to the flow of biomethane, and a second permeate, part of which is recirculated in the incoming flow of biogas and another part is conveyed into the flow burning,
  • a third stage of membranes configured to receive the first permeate and separate it into a third retentate, conveyed in the combustion flow, and a third permeate, which is recirculated in the incoming flow of biogas.
  • the purification unit comprises:
  • a first stage of membranes configured to receive the incoming flow of biogas and separate it into a first retentate and a first permeate
  • a second stage of membranes configured to receive the first retentate and separate it into a second retentate, corresponding to the flow of biomethane, and a second permeate, part of which is recirculated in the incoming flow of biogas and another part is conveyed into the flow burning,
  • a third stage of membranes configured to receive the first permeate and separate it into a third retentate, routed into the combustion flow, and a third permeate, part of which is recirculated in the incoming flow of biogas and another part is routed into the combustion flow.
  • the purification unit is configured to separate said incoming stream of biogas received into a stream of biomethane, preferably containing at least 90% methane (preferably greater than 95%, more preferably greater than 97%), a combustion residual gas stream whose methane content is greater than 25% (preferably greater than 30%, more preferably still greater than 35%), and a so-called "depleted" residual gas stream whose methane content is below a predetermined threshold (and which is rich in carbon dioxide, preferably with a content greater than or equal to 85%, more preferably greater than or equal to 90%).
  • the predetermined threshold is less than 0.5% vol. CH 4 , more preferably still less than 0.2% vol. CH4 .
  • the predetermined threshold is defined with respect to an authorized methane discharge standard into the atmosphere (for example 0.2% vol. CH 4 )
  • the depleted stream can be discharged into the atmosphere.
  • the predetermined threshold is less than 15% vol. CH 4 , preferably less than 10%, in order to be able to recover the depleted stream in a recovery module, for example by liquefaction or compression.
  • the carbon dioxide content of the depleted stream is at least 85%, preferably at least 90%, in order to be able to be upgraded in a upgrading module, for example by liquefaction or compression.
  • the purification unit includes:
  • a first stage of membranes configured to receive the incoming flow of biogas and separate it into a first retentate and a first permeate
  • a second stage of membranes configured to receive the first retentate and separate it into a second retentate, corresponding to the flow of biomethane, and a second permeate, corresponding to the combustion flow
  • a third stage of membranes configured to receive the first permeate and separate it into a third retentate, which is recirculated in the incoming flow of biogas, and a third permeate, corresponding to the depleted flow, which can be discharged into the atmosphere or well recovered to produce, for example, liquefied carbon dioxide.
  • the purification unit includes:
  • a first stage of membranes configured to receive the incoming flow of biogas and separate it into a first retentate and a first permeate
  • a second stage of membranes configured to receive the first retentate and separate it into a second retentate, corresponding to the flow of biomethane, and a second permeate, which is recirculated in the incoming flow of biogas
  • a third stage of membranes configured to receive the first permeate and separate it into a third retentate, corresponding to the combustion flow, and a third permeate, corresponding to the depleted flow, which can be discharged into the atmosphere or recovered to produce by example of liquefied carbon dioxide.
  • the purification unit comprises:
  • a first stage of membranes configured to receive the incoming flow of biogas and separate it into a first retentate and a first permeate
  • a second stage of membranes configured to receive the first retentate and separate it into a second retentate, corresponding to the flow of biomethane, and a second permeate, part of which is recirculated in the incoming flow of biogas and another part is conveyed into the flow burning,
  • a third stage of membranes configured to receive the first permeate and separate it into a third retentate, part of which is recirculated in the incoming flow of biogas and another part is routed into the combustion flow, and a third permeate, corresponding to the depleted flow, which can be released into the atmosphere or recovered to produce, for example, liquefied carbon dioxide.
  • the invention also relates to a biomethane production system comprising:
  • At least one tail gas combustion module configured to generate electricity by burning said combustion stream.
  • the at least one residual gas combustion module is configured to supply at least a part of the electricity produced by burning the combustion stream to the at least one purification unit in order to supply it electrically for operate it (and/or all or part of its auxiliary electrical equipment).
  • the invention also relates to a biomethane production system comprising:
  • At least one upgrading module configured to receive the depleted stream in order to upgrade it, for example by carrying out its liquefaction or its compression.
  • the invention also relates to a biomethane production system comprising:
  • At least one tail gas combustion module configured to generate electricity by burning said combustion stream
  • At least one upgrading module configured to receive the depleted stream in order to upgrade it, for example by carrying out its liquefaction or its compression.
  • the at least one residual gas combustion module is configured to supply at least a part of the electricity produced by burning the combustion stream to the at least one purification unit in order to supply it electrically for operate it (and/or all or part of its auxiliary electrical equipment).
  • the invention also relates to a method for purifying an incoming stream of biogas, said method, implemented by a purification unit as presented above, comprising the steps of:
  • the separation of the incoming stream of biogas received is carried out into a stream of biomethane, preferably containing at least 90% methane (preferably greater than 95%, more preferably still greater than 97%), a stream residual combustion gases whose methane content is greater than 25% (preferably greater than 30%, more preferably still greater than 35%), and a flow of so-called "depleted" residual gases whose methane content is less than a predetermined threshold (and which is rich in carbon dioxide).
  • the invention also relates to a method for treating an incoming flow of biogas by a system as presented above, said method comprising the steps of:
  • the system according to the invention makes it possible to treat an incoming stream of biogas within the meaning of the ISO 20675 standard in order to transform it into biomethane and to capture carbon dioxide at certain stages of the process and to efficiently conserve some of the gas streams as will be explained. below.
  • biogas inflow within the meaning of the ISO 20675 standard we mean both biogas produced by anaerobic fermentation (in the absence of air) of organic matter in a methanization unit or at a landfill waste than syngas.
  • Syngas means gases obtained by processes such as pyro-gasification, biological or catalytic methanation or any other process which leads to the production of a gaseous mixture composed essentially of methane and carbon dioxide.
  • the system according to the invention allows the production of biomethane by purification of an incoming flow of biogas.
  • the system comprises at least one purification unit according to the invention.
  • system 1 comprises, for the sake of clarity, a single purification unit UE and further comprises a combustion module MC. It goes without saying that in another embodiment, the system 1 could comprise more than one purification unit UE.
  • the purification unit UE is configured to receive an incoming flow of biogas BS, produced by a biogas production module (not shown).
  • the purification unit UE is configured to separate the incoming flow of biogas BS received into a flow of biomethane BM comprising at least 90% methane and a flow of residual gases called "combustion" GR1 comprising at least 25% methane .
  • the purification unit UE preferably comprises a plurality of stages of membranes S1, S2, S3 adapted to separate the incoming flow of biogas BS into a plurality of outgoing streams.
  • the number and properties of the membranes of each stage of membranes S1, S2, S3 are chosen so that the flows of retentate and permeate resulting from the separation of the gas entering said stage S1, S2 , S3 include predetermined methane contents.
  • the biomethane stream comprises at least 90% methane ( ), preferably more than 95% methane, more preferably more than 97% methane ( ).
  • the methane content of the combustion stream is greater than 25% ( ), preferably greater than 30%, more preferably greater than 35% ( ).
  • the purification unit UE is electrically powered to operate.
  • the purification unit UE comprises a compressor CP, preferably electric, and three stages of membranes S1, S2, S3.
  • the compressor CP is configured to receive the incoming flow of biogas BS entering the purification unit UE in order to compress it (i.e. to raise its pressure) at the inlet of the first stage of membranes S1 and circulate it through the stages of membranes S1, S2, S3.
  • the power supply of the UE purification unit can also make it possible to electrically supply the auxiliaries of said UE purification unit such as ventilation devices, heating devices, air conditioning devices, air conditioning devices. lighting, a control cabinet, automatic control units, motorized control devices and/or instrumentation devices, etc.
  • the MC combustion module is used to burn residual gases from purification (i.e. combustion flow GR1).
  • the combustion module MC is configured to produce electricity by burning the combustion stream GR1 and to supply at least part of the electricity produced to the at least one purification unit UE in order to supply it electrically, in particular the compressor CP when it is electric and/or auxiliary equipment of the purification unit UE.
  • the combustion module MC can for example be of the cogeneration module type, in particular of the gas engine or gas turbine type.
  • the UE purification unit is configured to separate the incoming flow of BS biogas received into:
  • biomethane BM preferably containing at least 90% methane, preferably more than 95% methane, even more preferably more than 97% methane,
  • the predetermined threshold SP is preferably defined with respect to a methane discharge standard authorized in the atmosphere, for example 0.5% vol. CH 4 as is currently the case in France or 0.2% vol. CH 4 as is currently the case in Germany, so that the depleted flow can be released into the atmosphere in accordance with the standard.
  • system 1 further comprises an upgrading module MV configured to receive the depleted stream GR2 in order to upgrade it, for example by carrying out its liquefaction in order to produce liquefied carbon dioxide.
  • upgrading module MV configured to receive the depleted stream GR2 in order to upgrade it, for example by carrying out its liquefaction in order to produce liquefied carbon dioxide.
  • the method according to the invention comprises a step E1 of receiving an incoming flow of biogas BS supplied by a biogas production module (not shown) and a step E2 of separating said incoming flow of biogas BS received into a flow of biomethane BM, preferably containing at least 90% methane, and a stream of residual gases known as “combustion” GR1 whose methane content is greater than 25%.
  • the method further comprises a step E3 of producing electricity by combustion of said combustion stream GR1 in the combustion module MC.
  • the method further comprises a step E4 of supplying electricity to the purification unit UE from at least part of the electricity produced by the combustion module MC from the combustion of the stream of burning GR1.
  • the first stage of membranes S1 is configured to receive the incoming flow of biogas BS and separate it into a first retentate R1 and a first permeate P1.
  • the second stage of membranes S2 is configured to receive the first retentate R1 and separate it into a second retentate R2, corresponding to the outgoing flow of biomethane BM, and a second permeate P2 which is recirculated in the incoming flow of biogas BS.
  • the third stage of membranes S3 is configured to receive the first permeate P1 and separate it into a third retentate R3, conveyed in the combustion flow GR1 to the combustion module MC, and a third permeate P3, which is recirculated in the flow incoming biogas BS.
  • the first stage of membranes S1 is configured to receive the incoming flow of biogas BS and separate it into a first retentate R1 and a first permeate P1.
  • the second stage of membranes S2 is configured to receive the first retentate R1 and separate it into a second retentate R2, corresponding to the flow of biomethane BM, and a second permeate P2, part of which is recirculated in the incoming flow of biogas BS and another part is conveyed in the combustion stream GR1 to the combustion module MC.
  • the third stage of membranes is configured to receive the first permeate P1 and separate it into a third retentate R3, conveyed in the combustion flow GR1 to the combustion module MC, and a third permeate P3, which is recirculated in the incoming flow BS biogas.
  • the first stage of membranes S1 is configured to receive the incoming flow of biogas BS and separate it into a first retentate R1 and a first permeate P1.
  • the second stage of membranes S2 is configured to receive the first retentate R1 and separate it into a second retentate R2, corresponding to the flow of biomethane BM, and a second permeate P2, part of which is recirculated in the incoming flow of biogas BS and another part is conveyed in the combustion stream GR1 to the combustion module MC.
  • the third stage of membranes S3 is configured to receive the first permeate P1 and separate it into a third retentate R3, conveyed into the combustion flow GR1, and a third permeate P3, part of which is recirculated in the incoming flow of biogas BS and another part is conveyed in the combustion stream GR1 to the combustion module MC.
  • the separation of the incoming stream of biogas BS received is carried out into a stream of biomethane BM whose content is greater than 90% (preferably greater than 95%, more preferably still greater than 97%), a stream of residual combustion gases GR1 whose methane content is greater than 25% (preferably greater than 30%, more preferably greater than 35%), and a so-called “depleted” residual gas flow GR2 (step E2a carried out simultaneously with step E2 in the UE purification unit).
  • the methane content of this depleted residual gas flow GR2 is preferably below a predetermined threshold SP (and which is rich in carbon dioxide), for example defined by a standard in order to be able to reject said depleted flow GR2 into the atmosphere .
  • the depleted residual gas stream GR2 can thus either be released into the atmosphere if it complies with the predetermined threshold or else, regardless of its methane content, recovered in a recovery module MV, for example in order to produce liquefied carbon dioxide (step E2b).
  • the first stage of membranes S1 is configured to receive the incoming flow of biogas BS, accelerated by the compressor CP, and separate it into a first retentate R1 and a first permeate P1.
  • the second stage of membranes S2 is configured to receive the first retentate R1 and separate it into a second retentate R2, corresponding to the flow of biomethane BM leaving the purification unit UE, and a second permeate P2, corresponding to the combustion flow GR1 which is routed to the combustion module MC.
  • the third stage of membranes S3 is configured to receive the first permeate P1 and separate it into a third retentate R3, which is recirculated (i.e. routed) into the incoming flow of biogas BS, and a third permeate P3, which corresponds to the flow of depleted residual gas GR2 and which can be discharged into the atmosphere or else recovered in a recovery module MV, for example to liquefy the carbon dioxide which it contains.
  • the first stage of membranes S1 is configured to receive the incoming flow of incoming biogas BS and separate it into a first retentate R1 and a first permeate P1.
  • the second stage of membranes S2 is configured to receive the first retentate R1 and separate it into a second retentate R2, corresponding to the outgoing flow of biomethane BM, and a second permeate P2, which is recirculated in the incoming flow of biogas BS.
  • the third stage of membranes S3 is configured to receive the first permeate P1 and separate it into a third retentate R3, corresponding to the combustion flow GR1 which is routed to the combustion module MC, and a third permeate P3, which corresponds to the flow of depleted residual gas GR2 and which can be discharged into the atmosphere or else recovered in a recovery module MV, for example to liquefy the carbon dioxide which it contains.
  • the first stage of membranes S1 is configured to receive the incoming flow of incoming biogas BS and separate it into a first retentate R1 and a first permeate P1.
  • the second stage of membranes S2 is configured to receive the first retentate R1 and separate it into a second retentate R2, corresponding to the outgoing flow of biomethane BM, and a second permeate P2, part of which is recirculated in the incoming flow of incoming biogas BS and another part is conveyed in the combustion stream GR1 to the combustion module MC.
  • the third stage of membranes S3 is configured to receive the first permeate P1 and separate it into a third retentate R3, part of which is conveyed in the combustion flow GR1 to the combustion module MC and another part is recirculated in the flow incoming biogas BS via the compressor CP, and a third permeate P3, corresponding to the flow of depleted residual gases GR2, which can be discharged into the atmosphere or recovered in a recovery module MV, for example to liquefy the carbon dioxide that it contains.
  • the invention therefore advantageously makes it possible to recover all or part of the outgoing flows resulting from the purification.

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Abstract

Unité d'épuration (UE) configurée pour recevoir un flux entrant de biogaz (BS) et pour séparer ledit flux entrant de biogaz (BS) reçu en un flux de biométhane (BM), contenant de préférence au moins 90 % de méthane, et un flux de gaz résiduels dit « de combustion » (GR1) dont la teneur en méthane est supérieure à 25 %.

Description

Unité d’épuration de biogaz
La présente invention se rapporte au domaine de l’épuration de gaz et concerne plus particulièrement une unité d’épuration permettant de transformer un flux de gaz entrant en un flux de biométhane.
Il est connu de traiter un flux entrant de biogaz dans une unité d’épuration afin de produire du biométhane. Le biométhane est un gaz comportant au moins 95 % de méthane (CH4), de préférence plus de 97 % de méthane.
Lors de l’épuration, le flux entrant de biogaz est séparé en un flux de biométhane et un flux de gaz résiduels. Ce flux de gaz résiduels comporte essentiellement du dioxyde de carbone (CO2) mais aussi du méthane, dans une proportion faible, qui n’a pas pu être séparé pour rejoindre le flux de biométhane.
Ce flux de gaz résiduels a longtemps été rejeté dans l’atmosphère mais les dernières normes en vigueur interdisent les rejets de flux de gaz dont la teneur en méthane est supérieure à un seuil prédéterminé. Par exemple, en France ce seuil est de 0,5 %vol. de méthane maximum dans les rejets à l’atmosphère et de 0,2 % vol. CH4 maximum en Allemagne. Par conséquent, le flux de gaz résiduels doit être retraité afin de respecter le seuil de rejets.
Par conséquent, lorsque les gaz résiduels en sortie de l’unité d’épuration ont une teneur supérieure au seuil autorisé, il est nécessaire de mettre en place des procédés complémentaires de traitement des gaz résiduels afin d’abaisser leur teneur en méthane.
Dans une solution existante, ce traitement peut être réalisé au moyen d’un procédé d’oxydation du méthane dans des réacteurs catalytiques ou des bruleurs régénératifs (type RTO ou Regenerative Thermal Oxidizer). Ce procédé constitue la solution existante la plus simple et la plus économique pour respecter les seuils de rejet mais il présente l’inconvénient de ne pas permettre de valoriser le méthane contenu dans les gaz résiduels (perte).
Dans une autre solution existante, ce traitement peut être réalisé au moyen d’un procédé de piégeage du méthane sur un média adsorbant (procédé de type PSA). Dans ce procédé, afin d’être recyclé, le méthane piégé est récupéré puis en mélangé à nouveau avec le flux entrant de biogaz en entrée de l’unité d’épuration. Toutefois, ce procédé peut s’avérer long et complexe, et coûteux. En effet, le coût de récupération de ce méthane résiduel (CAPEX et OPEX) est nettement supérieur à sa valeur marchande, ce qui rend l’investissement non rentable d’un point de vue économique.
Dans une autre solution existante, ce traitement peut être réalisé au moyen d’un procédé de liquéfaction du dioxyde de carbone avec séparation du méthane, qui reste incondensable aux conditions de température et de pression de liquéfaction du dioxyde de carbone. Le méthane incondensable est récupéré et recyclé en entrée de l’unité d’épuration du biogaz afin d’être valorisé. La vente du dioxyde de carbone liquide produit permet de financer les coûts d’investissement et de fonctionnement de l’unité de liquéfaction mais ce procédé rend l’installation complexe, ce qui peut rendre la maintenance onéreuse.
Il existe donc un besoin d’une solution simple et efficace permettant de remédier au moins en partie à ces inconvénients.
L’un des buts de l’invention est de proposer une solution simple et efficace d’épuration. Un autre but de l’invention est de permettre une meilleure utilisation du flux de gaz résiduels.
A cette fin, l’invention a tout d’abord pour objet une unité d’épuration configurée pour recevoir un flux entrant de biogaz, par exemple d’un module de production de biogaz, et pour séparer ledit flux entrant de biogaz reçu en un flux de biométhane, contenant de préférence au moins 90 % de méthane, et un flux de gaz résiduels dit « de combustion » dont la teneur en méthane est supérieure à 25 %.
Dans le présent document, par le terme « biogaz », on entend « au sens de la norme ISO 20675 » qui couvre notamment le biogaz produit par fermentation anaérobie (en absence d'air) de matières organiques et les « syngas », qui sont les gaz obtenus par des procédés tels que la pyro-gazéification, la méthanation biologique ou catalytique ou tout autre procédé qui conduit à la production d’un mélange gazeux composé essentiellement de méthane et de dioxyde de carbone.
Le procédé selon l’invention permet de produire un flux de gaz résiduels de combustion qui est apte à la combustion dans un module de combustion, notamment un module de cogénération tel que par exemple un moteur à gaz ou une turbine à gaz, de par sa teneur minimum de 25 % en méthane. La production d’un tel flux de combustion s’avère notablement contre-intuitive pour l’homme du métier lorsqu’on regarde les manières de traiter les flux de gaz résiduels issus de l’épuration du biogaz dans les solutions de l’art antérieur. En effet, générer un flux de gaz résiduels avec une teneur en méthane non négligeable paraîtrait contre-intuitif pour l’homme du métier qui souhaite au contraire extraire le plus possible de méthane du flux entrant de biogaz. En produisant un flux de gaz résiduels avec une teneur en méthane de plus de 25 %, de préférence supérieure à 30 %, de préférence encore supérieure à 35 %, il est ainsi possible de brûler le flux de gaz résiduels de combustion dans un moteur à gaz standard ou une turbine à gaz standard afin de produire de l’électricité, cette électricité pouvant en outre avantageusement servir à alimenter des équipements électriques permettant le fonctionnement de l’unité d’épuration.
De préférence, l’unité d’épuration comprend une pluralité d’étages de membranes, de préférence au moins trois étages de membranes, configurées pour produire, à partir du flux entrant de biogaz, un flux de biométhane dont la teneur en méthane est supérieure à 90 %, de préférence supérieure à 95 %, de préférence encore supérieure à 97 %, et un flux de combustion dont la teneur en méthane est supérieure à 25 %, de préférence supérieure à 30 %, de préférence encore supérieure à 35 %. Par les termes « configurées pour produire », on entend que la nature et l’agencement des étages de membranes sont choisis et adaptés pour obtenir des telles teneurs en méthane sur les flux sortants.
Dans une première forme de réalisation, l’unité d’épuration comprend :
- un premier étage de membranes configuré pour recevoir le flux entrant de biogaz et le séparer en un premier rétentat et un premier perméat,
- un deuxième étage de membranes configuré pour recevoir le premier rétentat et le séparer en un deuxième rétentat, correspondant au flux de biométhane, et un deuxième perméat qui est recirculé dans le flux entrant de biogaz,
- un troisième étage de membranes configuré pour recevoir le premier perméat et le séparer en un troisième rétentat, correspondant au flux de combustion, et un troisième perméat, qui est recirculé dans le flux entrant de biogaz.
Dans une deuxième forme de réalisation, l’unité d’épuration comprend :
- un premier étage de membranes configuré pour recevoir le flux entrant de biogaz et le séparer en un premier rétentat et un premier perméat,
- un deuxième étage de membranes configuré pour recevoir le premier rétentat et le séparer en un deuxième rétentat, correspondant au flux de biométhane, et un deuxième perméat dont une partie est recirculée dans le flux entrant de biogaz et une autre partie est acheminée dans le flux de combustion,
- un troisième étage de membranes configuré pour recevoir le premier perméat et le séparer en un troisième rétentat, acheminé dans le flux de combustion, et un troisième perméat, qui est recirculé dans le flux entrant de biogaz.
Dans une troisième forme de réalisation, l’unité d’épuration comprend :
- un premier étage de membranes configuré pour recevoir le flux entrant de biogaz et le séparer en un premier rétentat et un premier perméat,
- un deuxième étage de membranes configuré pour recevoir le premier rétentat et le séparer en un deuxième rétentat, correspondant au flux de biométhane, et un deuxième perméat dont une partie est recirculée dans le flux entrant de biogaz et une autre partie est acheminée dans le flux de combustion,
- un troisième étage de membranes configuré pour recevoir le premier perméat et le séparer en un troisième rétentat, acheminé dans le flux de combustion, et un troisième perméat, dont une partie est recirculée dans le flux entrant de biogaz et une autre partie est acheminée dans le flux de combustion.
Avantageusement, l’unité d’épuration est configurée pour séparer ledit flux entrant de biogaz reçu en un flux de biométhane, contenant de préférence au moins 90 % de méthane (de préférence supérieure à 95 %, de préférence encore supérieure à 97 %), un flux de gaz résiduels de combustion dont la teneur en méthane est supérieure à 25 % (de préférence supérieure à 30 %, de préférence encore supérieure à 35 %), et un flux de gaz résiduels dit « appauvri » dont la teneur en méthane est inférieure à un seuil prédéterminé (et qui est riche en dioxyde de carbone, de préférence avec une teneur supérieure ou égale à 85 %, de préférence encore supérieure ou égale à 90 %).
Dans une forme de réalisation, le seuil prédéterminé est inférieur à 0,5% vol. CH4, de préférence encore inférieur à 0,2% vol. CH4. Ainsi, lorsque le seuil prédéterminé est défini par rapport à une norme de rejet autorisé en méthane dans l’atmosphère (par exemple 0.2% vol. CH4), le flux appauvri peut être rejeté dans l’atmosphère.
Dans une forme de réalisation, le seuil prédéterminé est inférieur à 15 % vol. CH4, de préférence inférieur à 10 %, afin de pouvoir valoriser le flux appauvri dans un module de valorisation, par exemple par liquéfaction ou compression.
Dans une forme de réalisation, la teneur en dioxyde de carbone du flux appauvri est d’au moins 85 %, de préférence au moins 90 %, afin de pouvoir être valorisé dans un module de valorisation, par exemple par liquéfaction ou compression.
Dans une quatrième forme de réalisation, l’unité d’épuration comprend :
- un premier étage de membranes configuré pour recevoir le flux entrant de biogaz et le séparer en un premier rétentat et un premier perméat,
- un deuxième étage de membranes configuré pour recevoir le premier rétentat et le séparer en un deuxième rétentat, correspondant au flux de biométhane, et un deuxième perméat, correspondant au flux de combustion,
- un troisième étage de membranes configuré pour recevoir le premier perméat et le séparer en en un troisième rétentat, qui est recirculé dans le flux entrant de biogaz, et un troisième perméat, correspondant au flux appauvri, qui peut être rejeté vers l’atmosphère ou bien valorisé pour produire par exemple du dioxyde de carbone liquéfié.
Dans une cinquième forme de réalisation, l’unité d’épuration comprend :
- un premier étage de membranes configuré pour recevoir le flux entrant de biogaz et le séparer en un premier rétentat et un premier perméat,
- un deuxième étage de membranes configuré pour recevoir le premier rétentat et le séparer en un deuxième rétentat, correspondant au flux de biométhane, et un deuxième perméat, qui est recirculé dans le flux entrant de biogaz,
- un troisième étage de membranes configuré pour recevoir le premier perméat et le séparer en un troisième rétentat, correspondant au flux de combustion, et un troisième perméat, correspondant au flux appauvri, qui peut être rejeté vers l’atmosphère ou bien valorisé pour produire par exemple du dioxyde de carbone liquéfié.
Dans une sixième forme de réalisation, l’unité d’épuration comprend :
- un premier étage de membranes configuré pour recevoir le flux entrant de biogaz et le séparer en un premier rétentat et un premier perméat,
- un deuxième étage de membranes configuré pour recevoir le premier rétentat et le séparer en un deuxième rétentat, correspondant au flux de biométhane, et un deuxième perméat dont une partie est recirculée dans le flux entrant de biogaz et une autre partie est acheminée dans le flux de combustion,
- un troisième étage de membranes configuré pour recevoir le premier perméat et le séparer en un troisième rétentat, dont une partie est recirculée dans le flux entrant de biogaz et une autre partie est acheminée dans le flux de combustion, et un troisième perméat, correspondant au flux appauvri, qui peut être rejeté vers l’atmosphère ou bien valorisé pour produire par exemple du dioxyde de carbone liquéfié.
L’invention concerne également un système de production de biométhane comprenant :
- au moins une unité d’épuration telle que présentée précédemment, alimentée électriquement,
- au moins un module de combustion des gaz résiduels configuré pour produire de l’électricité en brûlant ledit flux de combustion.
De préférence, l’au moins un module de combustion des gaz résiduels est configuré pour fournir au moins une partie de l’électricité produite en brûlant le flux de combustion à l’au moins une unité d’épuration afin de l’alimenter électriquement pour la faire fonctionner (et/ou tout ou partie de ses équipements électriques auxiliaires).
L’invention concerne également un système de production de biométhane comprenant :
- au moins une unité d’épuration telle que décrite ci-avant,
- au moins un module de valorisation configuré pour recevoir le flux appauvri afin de le valoriser, par exemple en procédant à sa liquéfaction ou à sa compression.
L’invention concerne également un système de production de biométhane comprenant :
- au moins une unité d’épuration telle que présentée précédemment, alimentée électriquement,
- au moins un module de combustion des gaz résiduels configuré pour produire de l’électricité en brûlant ledit flux de combustion, et/ou
- au moins un module de valorisation configuré pour recevoir le flux appauvri afin de le valoriser, par exemple en procédant à sa liquéfaction ou à sa compression.
De préférence, l’au moins un module de combustion des gaz résiduels est configuré pour fournir au moins une partie de l’électricité produite en brûlant le flux de combustion à l’au moins une unité d’épuration afin de l’alimenter électriquement pour la faire fonctionner (et/ou tout ou partie de ses équipements électriques auxiliaires).
L’invention concerne également un procédé d’épuration d’un flux entrant de biogaz, ledit procédé, mis en œuvre par une unité d’épuration telle que présentée précédemment, comprenant les étapes de :
- réception d’un flux entrant de biogaz, par exemple fourni par un module de production de biogaz,
- séparation dudit flux entrant de biogaz reçu en un flux de biométhane, contenant de préférence au moins 90 % de méthane, de préférence supérieure à 95 %, de préférence encore supérieure à 97 %, et un flux de gaz résiduels dit « de combustion » dont la teneur en méthane est supérieure à 25 %, de préférence supérieure à 30 %, de préférence encore supérieure à 35 %.
Dans un mode de réalisation, la séparation du flux entrant de biogaz reçu est réalisée en un flux de biométhane, contenant de préférence au moins 90 % de méthane (de préférence supérieure à 95 %, de préférence encore supérieure à 97 %), un flux de gaz résiduels de combustion dont la teneur en méthane est supérieure à 25 % (de préférence supérieure à 30 %, de préférence encore supérieure à 35 %), et un flux de gaz résiduels dit « appauvri » dont la teneur en méthane est inférieure à un seuil prédéterminé (et qui est riche en dioxyde de carbone).
L’invention concerne également un procédé de traitement d’un flux entrant de biogaz par un système tel que présenté précédemment, ledit procédé comprenant les étapes de :
- réception d’un flux entrant de biogaz, par exemple fourni par un module de production de biogaz,
- séparation dudit flux entrant de biogaz reçu en un flux de biométhane, contenant de préférence au moins 90 % de méthane, et un flux de gaz résiduels dit « de combustion » dont la teneur en méthane est supérieure à 25 %.
- production d’électricité par combustion dudit flux de combustion,
- alimentation électrique de l’au moins une unité d’épuration à partir d’au moins une partie de l’électricité produite.
D’autres caractéristiques et avantages de l’invention apparaîtront encore à la lecture de la description qui va suivre. Celle-ci est purement illustrative et doit être lue en regard des dessins annexés sur lesquels :
La illustre schématiquement une unité d’épuration selon l’invention.
 La illustre schématiquement une forme de réalisation de l’unité d’épuration selon l’invention.
 La illustre schématiquement une forme de réalisation du système selon l’invention.
 La illustre schématiquement une autre forme de réalisation du système selon l’invention.
 La illustre schématiquement un premier exemple de mise en œuvre du procédé selon l’invention.
 La illustre schématiquement un deuxième exemple de mise en œuvre du procédé selon l’invention.
 La illustre schématiquement un troisième exemple de mise en œuvre du procédé selon l’invention.
 La illustre schématiquement un quatrième exemple de mise en œuvre du procédé selon l’invention.
 La illustre schématiquement un cinquième exemple de mise en œuvre du procédé selon l’invention.
 La illustre schématiquement un sixième exemple de mise en œuvre du procédé selon l’invention.
 La illustre schématiquement un mode de réalisation du procédé selon l’invention.
Le système selon l’invention permet de traiter un flux entrant de biogaz au sens de la norme ISO 20675 afin de le transformer en biométhane et de capturer du dioxyde de carbone à certains stades du processus et valoriser certains des flux de gaz comme cela sera expliqué ci-après. Par les termes « flux entrant de biogaz au sens de la norme ISO 20675 », on entend aussi bien du biogaz produit par fermentation anaérobie (en absence d'air) de matières organiques dans une unité de méthanisation ou sur un centre d’enfouissement des déchets que des syngas. Les « syngas » désignent les gaz obtenus par des procédés tels que la pyro-gazéification, la méthanation biologique ou catalytique ou tout autre procédé qui conduit à la production d’un mélange gazeux composé essentiellement de méthane et de dioxyde de carbone.
Le système selon l’invention permet la production de biométhane par épuration d’un flux entrant de biogaz. Le système comprend au moins une unité d’épuration selon l’invention.
On a représenté sur la une unité d’épuration UE selon l’invention et sur les figures 2 à 10 des exemples de système 1 selon l’invention.
Dans les exemples des figures 2 à 10, le système 1 comprend, par souci de clarté, une unique unité d’épuration UE et comprend en outre un module de combustion MC. Il va de soi que dans une autre forme de réalisation, le système 1 pourrait comprendre plus d’une unité d’épuration UE.
En référence à la , l’unité d’épuration UE est configurée pour recevoir un flux entrant de biogaz BS, produit par un module de production de biogaz (non représenté). L’unité d’épuration UE est configurée pour séparer le flux entrant de biogaz BS reçu en un flux de biométhane BM comprenant au moins 90 % de méthane et un flux de gaz résiduels dit « de combustion » GR1 comprenant au moins 25 % de méthane.
A cette fin, dans l’exemple des figures 2 et 3 mais de manière non limitative, l’unité d’épuration UE comprend de préférence une pluralité d’étages de membranes S1, S2, S3 adaptées pour séparer le flux entrant de biogaz BS en une pluralité de flux sortants. Dans le cadre de l’invention, le nombre et les propriétés des membranes de chaque étage de membranes S1, S2, S3 sont choisis de sorte que les flux de rétentat et de perméat issus de la séparation du gaz entrant dans ledit étage S1, S2, S3 comprennent des teneurs en méthane prédéterminées. Notamment, le flux de biométhane comprend au moins 90 % de méthane ( ), de préférence plus de 95 % de méthane, de préférence encore plus de 97 % de méthane ( ). En outre, la teneur en méthane du flux de combustion est supérieure à 25 % ( ), de préférence supérieure à 30 %, de préférence encore supérieure à 35 % ( ).
De manière connue, l’unité d’épuration UE est alimentée électriquement pour fonctionner.
Dans les exemples des figures 2 à 10, l’unité d’épuration UE comprend un compresseur CP, de préférence électrique, et trois étages de membranes S1, S2, S3. Le compresseur CP est configuré pour recevoir le flux entrant de biogaz BS entrant dans l’unité d’épuration UE afin de le comprimer (i.e. d’élever sa pression) en entrée du premier étage de membranes S1 et le faire circuler à travers les étages de membranes S1, S2, S3.
L’alimentation électrique de l’unité d’épuration UE peut également permettre d’alimenter électriquement les auxiliaires de ladite l’unité d’épuration UE tels que des dispositifs de ventilation, des dispositifs de chauffage, des dispositifs de climatisation, des dispositifs d’éclairage, une armoire de contrôle, des automates de commande, des organes de régulations motorisés et/ou des dispositifs d’instrumentation, etc.
Le module de combustion MC permet de brûler les gaz résiduels issus de l’épuration (i.e. le flux de combustion GR1). Avantageusement, le module de combustion MC est configuré pour produire de l’électricité en brûlant le flux de combustion GR1 et pour fournir au moins une partie de l’électricité produite à l’au moins une unité d’épuration UE afin de l’alimenter électriquement, notamment le compresseur CP lorsqu’il est électrique et/ou des équipements auxiliaires de l’unité d’épuration UE. Le module de combustion MC peut par exemple être de type module de cogénération, notamment de type moteur à gaz ou turbine à gaz.
Dans une forme de réalisation avantageuse du système 1, dont un exemple est illustré sur la , l’unité d’épuration UE est configurée pour séparer le flux entrant de biogaz BS reçu en :
- un flux de biométhane BM contenant de préférence au moins 90 % de méthane, de préférence plus de 95 % de méthane, de préférence encore plus de 97 % de méthane,
- un flux de gaz résiduels de combustion GR1 dont la teneur en méthane est supérieure à 25 %, de préférence supérieure à 30 %, de préférence encore supérieure à 35 %, et
- un flux de gaz résiduels dit « appauvri » GR2 dont la teneur en méthane est inférieure à un seuil prédéterminé SP et qui est riche en dioxyde de carbone.
Le seuil prédéterminé SP est de préférence défini par rapport à une norme de rejet de méthane autorisée dans l’atmosphère, par exemple 0,5% vol. CH4 comme cela est présentement le cas en France ou 0,2% vol. CH4 comme cela est présentement le cas en Allemagne, de sorte à pouvoir rejeter le flux appauvri dans l’atmosphère en conformité avec la norme.
Toujours dans la forme de réalisation illustrée sur la , le système 1 comprend en outre un module de valorisation MV configuré pour recevoir le flux appauvri GR2 afin de le valoriser, par exemple en procédant à sa liquéfaction afin de produire du dioxyde de carbone liquéfié.
Exemples de mise en œuvre
Le procédé va être décrit dans des exemples de mises en œuvre en référence aux figures 5 à 11.
En référence à la , le procédé selon l’invention comprend une étape E1 de réception d’un flux entrant de biogaz BS fourni par un module de production de biogaz (non représenté) et une étape E2 de séparation dudit flux entrant de biogaz BS reçu en un flux de biométhane BM, contenant de préférence au moins 90 % de méthane, et un flux de gaz résiduels dit « de combustion » GR1 dont la teneur en méthane est supérieure à 25 %.
De préférence, le procédé comprend en outre une étape E3 de production d’électricité par combustion dudit flux de combustion GR1 dans le module de combustion MC.
De préférence, le procédé comprend en outre une étape E4 d’alimentation électrique de l’unité d’épuration UE à partir d’au moins une partie de l’électricité produite par le module de combustion MC à partir de la combustion du flux de combustion GR1.
Exemple s 1 ( )
Le premier étage de membranes S1 est configuré pour recevoir le flux entrant de biogaz BS et le séparer en un premier rétentat R1 et un premier perméat P1.
Le deuxième étage de membranes S2 est configuré pour recevoir le premier rétentat R1 et le séparer en un deuxième rétentat R2, correspondant au flux de biométhane BM sortant, et un deuxième perméat P2 qui est recirculé dans le flux entrant de biogaz BS.
Le troisième étage de membranes S3 est configuré pour recevoir le premier perméat P1 et le séparer en un troisième rétentat R3, acheminé dans le flux de combustion GR1 jusqu’au module de combustion MC, et un troisième perméat P3, qui est recirculé dans le flux entrant de biogaz BS.
Exemple 2 ( )
Le premier étage de membranes S1 est configuré pour recevoir le flux entrant de biogaz BS et le séparer en un premier rétentat R1 et un premier perméat P1.
Le deuxième étage de membranes S2 est configuré pour recevoir le premier rétentat R1 et le séparer en un deuxième rétentat R2, correspondant au flux de biométhane BM, et un deuxième perméat P2 dont une partie est recirculée dans le flux entrant de biogaz BS et une autre partie est acheminée dans le flux de combustion GR1 jusqu’au module de combustion MC.
Le troisième étage de membranes est configuré pour recevoir le premier perméat P1 et le séparer en un troisième rétentat R3, acheminé dans le flux de combustion GR1 jusqu’au module de combustion MC, et un troisième perméat P3, qui est recirculé dans le flux entrant de biogaz BS.
Exemple 3 ( )
Le premier étage de membranes S1 est configuré pour recevoir le flux entrant de biogaz BS et le séparer en un premier rétentat R1 et un premier perméat P1.
Le deuxième étage de membranes S2 est configuré pour recevoir le premier rétentat R1 et le séparer en un deuxième rétentat R2, correspondant au flux de biométhane BM, et un deuxième perméat P2 dont une partie est recirculée dans le flux entrant de biogaz BS et une autre partie est acheminée dans le flux de combustion GR1 jusqu’au module de combustion MC.
Le troisième étage de membranes S3 est configuré pour recevoir le premier perméat P1 et le séparer en un troisième rétentat R3, acheminé dans le flux de combustion GR1, et un troisième perméat P3, dont une partie est recirculée dans le flux entrant de biogaz BS et une autre partie est acheminée dans le flux de combustion GR1 jusqu’au module de combustion MC.
Dans les modes de réalisation des exemples 4 à 6 suivants (respectivement figures 8 à 10) et en référence à la , la séparation du flux entrant de biogaz BS reçu est réalisée en un flux de biométhane BM dont la teneur est supérieure à 90 % (de préférence supérieure à 95 %, de préférence encore supérieure à 97 %), un flux de gaz résiduels de combustion GR1 dont la teneur en méthane est supérieure à 25 % (de préférence supérieure à 30 %, de préférence encore supérieure à 35 %), et un flux de gaz résiduels dit « appauvri » GR2 (étape E2a réalisée simultanément à l’étape E2 dans l’unité d’épuration UE). La teneur en méthane de ce flux de gaz résiduels appauvri GR2 est de préférence inférieure à un seuil prédéterminé SP (et qui est riche en dioxyde de carbone), par exemple défini par une norme afin de pouvoir rejeter ledit flux appauvri GR2 dans l’atmosphère. Le flux de gaz résiduels appauvri GR2 peut être ainsi soit être rejeté à l’atmosphère s’il est conforme au seuil prédéterminé ou bien, quelle que soit sa teneur en méthane, valorisé dans un module de valorisation MV, par exemple afin de produire du dioxyde de carbone liquéfié (étape E2b).
Exemple 4 ( )
Le premier étage de membranes S1 est configuré pour recevoir le flux entrant de biogaz BS, accéléré par le compresseur CP, et le séparer en un premier rétentat R1 et un premier perméat P1.
Le deuxième étage de membranes S2 est configuré pour recevoir le premier rétentat R1 et le séparer en un deuxième rétentat R2, correspondant au flux de biométhane BM sortant de l’unité d’épuration UE, et un deuxième perméat P2, correspondant au flux de combustion GR1 qui est acheminé jusqu’au module de combustion MC.
Le troisième étage de membranes S3 est configuré pour recevoir le premier perméat P1 et le séparer en en un troisième rétentat R3, qui est recirculé (i.e. acheminé) dans le flux entrant de biogaz BS, et un troisième perméat P3, qui correspond au flux de gaz résiduels appauvri GR2 et qui peut être rejeté vers l’atmosphère ou bien valorisé dans un module de valorisation MV, par exemple pour liquéfier le dioxyde de carbone qu’il contient.
Exemple 5 ( )
Le premier étage de membranes S1 est configuré pour recevoir le flux entrant de biogaz BS entrant et le séparer en un premier rétentat R1 et un premier perméat P1.
Le deuxième étage de membranes S2 est configuré pour recevoir le premier rétentat R1 et le séparer en un deuxième rétentat R2, correspondant au flux de biométhane BM sortant, et un deuxième perméat P2, qui est recirculé dans le flux entrant de biogaz BS.
Le troisième étage de membranes S3 est configuré pour recevoir le premier perméat P1 et le séparer en un troisième rétentat R3, correspondant au flux de combustion GR1 qui est acheminé jusqu’au module de combustion MC, et un troisième perméat P3, qui correspond au flux de gaz résiduels appauvri GR2 et qui peut être rejeté vers l’atmosphère ou bien valorisé dans un module de valorisation MV, par exemple pour liquéfier le dioxyde de carbone qu’il contient.
Exemple 6 ( )
Le premier étage de membranes S1 est configuré pour recevoir le flux entrant de biogaz BS entrant et le séparer en un premier rétentat R1 et un premier perméat P1.
Le deuxième étage de membranes S2 est configuré pour recevoir le premier rétentat R1 et le séparer en un deuxième rétentat R2, correspondant au flux de biométhane BM sortant, et un deuxième perméat P2 dont une partie est recirculée dans le flux entrant de biogaz BS entrant et une autre partie est acheminée dans le flux de combustion GR1 jusqu’au module de combustion MC.
Le troisième étage de membranes S3 est configuré pour recevoir le premier perméat P1 et le séparer en un troisième rétentat R3, dont une partie est acheminée dans le flux de combustion GR1 jusqu’au module de combustion MC et une autre partie est recirculée dans le flux entrant de biogaz BS via le compresseur CP, et un troisième perméat P3, correspondant au flux de gaz résiduels appauvri GR2, qui peut être rejeté vers l’atmosphère ou bien valorisé dans un module de valorisation MV, par exemple pour liquéfier le dioxyde de carbone qu’il contient.
L’invention permet donc avantageusement de valoriser tout ou partie des flux sortants issus de l’épuration.

Claims (10)

  1. Unité d’épuration (UE) constituée de trois étages de membranes (S1, S2, S3) configurés pour recevoir un flux entrant de biogaz (BS) et pour séparer ledit flux entrant de biogaz (BS) reçu en :
    - un flux de biométhane (BM), contenant au moins 90 % de méthane,
    - un flux de gaz résiduels dit « de combustion » (GR1) dont la teneur en méthane est supérieure à 25 %,
    - un flux de gaz résiduels dit « appauvri » (GR2) dont la teneur en méthane est inférieure à un seuil prédéterminé (SP).
  2. Unité d’épuration (UE) selon la revendication 1, comprenant :
    - un premier étage de membranes (S1) configuré pour recevoir le flux entrant de biogaz (BS) et le séparer en un premier rétentat (R1) et un premier perméat (P1),
    - un deuxième étage de membranes (S2) configuré pour recevoir le premier rétentat (R1) et le séparer en un deuxième rétentat (R2), correspondant au flux de biométhane (BM), et un deuxième perméat (P2), correspondant au flux de combustion (GR1),
    - un troisième étage de membranes (S3) configuré pour recevoir le premier perméat (P1) et le séparer en en un troisième rétentat (R3), qui est recirculé dans le flux entrant de biogaz (BS), et un troisième perméat (P3), correspondant au flux appauvri (GR2).
  3. Unité d’épuration (UE) selon la revendication 1, comprenant :
    - un premier étage de membranes (S1) configuré pour recevoir le flux entrant de biogaz (BS) et le séparer en un premier rétentat (R1) et un premier perméat (P1),
    - un deuxième étage de membranes (S2) configuré pour recevoir le premier rétentat (R1) et le séparer en un deuxième rétentat (R2), correspondant au flux de biométhane (BM), et un deuxième perméat (P2), qui est recirculé dans le flux entrant de biogaz (BS),
    - un troisième étage de membranes (S3) configuré pour recevoir le premier perméat (P1) et le séparer en un troisième rétentat (R3), correspondant au flux de combustion (GR1), et un troisième perméat (P3), correspondant au flux appauvri (GR2).
  4. Unité d’épuration (UE) selon la revendication 1, comprenant :
    - un premier étage de membranes (S1) configuré pour recevoir le flux entrant de biogaz (BS) et le séparer en un premier rétentat (R1) et un premier perméat (P1),
    - un deuxième étage de membranes (S2) configuré pour recevoir le premier rétentat (R1) et le séparer en un deuxième rétentat (R2), correspondant au flux de biométhane (BM), et un deuxième perméat (P2) dont une partie est recirculée dans le flux entrant de biogaz (BS) et une autre partie est acheminée dans le flux de combustion (GR1),
    - un troisième étage de membranes (S3) configuré pour recevoir le premier perméat (P1) et le séparer en un troisième rétentat (R3), dont une partie est acheminée dans le flux de combustion (GR1) jusqu’au module de combustion (MC) et une autre partie est recirculée dans le flux entrant de biogaz (BS), et un troisième perméat (P3), correspondant au flux appauvri (GR2).
  5. Unité d’épuration (UE) selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le seuil prédéterminé (SP) est de 10 %, pour valoriser le flux appauvri (GR2) dans un module de valorisation (MV), par exemple par liquéfaction ou compression, ou bien de 0,5% vol. de méthane pour pouvoir rejeter le flux appauvri (GR2) dans l’atmosphère.
  6. Système (1) de production de biométhane (BM) comprenant :
    - au moins une unité d’épuration (UE) selon l’une quelconque des revendications précédentes, alimentée électriquement,
    - au moins un module de combustion (MC) des gaz résiduels configuré pour produire de l’électricité en brûlant ledit flux de combustion (GR1), et/ou
    - au moins un module de valorisation (MV) configuré pour recevoir le flux appauvri (GR2) afin de le valoriser.
  7. Procédé d’épuration (UE) d’un flux entrant de biogaz (BS), ledit procédé, mis en œuvre par une unité d’épuration (UE) selon l’une quelconque des revendications précédentes, comprenant les étapes de :
    - réception (E1) d’un flux entrant de biogaz (BS),
    - séparation (E2) dudit flux entrant de biogaz (BS) reçu en un flux de biométhane (BM), contenant de préférence au moins 90 % de méthane, un flux de gaz résiduels dit « de combustion » (GR1) dont la teneur en méthane est supérieure à 25 %, et un flux de gaz résiduels appauvri (GR2) dont la teneur en méthane est inférieure à un seuil prédéterminé (SP).
  8. Procédé selon la revendication précédente, comprenant une étape de combustion du flux de gaz résiduels de combustion (GR1) dans un module de combustion (MC).
  9. Procédé selon l’une quelconque des revendications 7 ou 8, dans lequel, la teneur en méthane du flux de gaz résiduels appauvri (GR2) étant inférieure à 0,5 %, de préférence inférieure à 0,2 %, le procédé comprend une étape de rejet du flux de gaz résiduels appauvri (GR2) dans l’atmosphère.
  10. Procédé selon l’une quelconque des revendications 7 ou 8, comprenant une étape de valorisation du flux appauvri (GR2) dans un module de valorisation, par exemple pour le liquéfier ou le compresser.
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