RESEAU DE GAZ NATUREL

Domaine technique de l'invention :

L'invention concerne le domaine de la production de biométhane par méthanisation des déchets agricoles ou autres déchets organiques, notamment pour injection dans le réseau de gaz naturel.

Art antérieur :

La méthanisation (encore appelée digestion anaérobie) est un procédé de dégradation par des microorganismes de la matière organique en conditions contrôlées et en l'absence d'oxygène. Cette dégradation aboutit à la production d'un digestat (produit humide riche en matière organique partiellement stabilisé) et d'un biogaz, mélange gazeux saturé en eau composé principalement de méthane et de C0 ₂ . Selon les matières organiques et les techniques utilisées, le biogaz contient environ 30 à 75% en volume de méthane, de 15 à 60% de C0 ₂ , de l'eau (biogaz saturé en eau) et de quelques éléments à l'état de traces (tels que NH ₃ , N ₂ , 0 ₂ , H ₂ S, COV, siloxanes).

Les intrants dans un procédé de méthanisation sont des substances organiques biodégradables. Ces intrants sont par exemple des effluents d'élevage, des matières végétales (cultures dédiées, cultures intermédiaires à vocation énergétique ou résidus de cultures), des effluents industriels issus par exemple de l'industrie agroalimentaire, des biodéchets résultant de la collecte des ordures ménagères, de la restauration collective ou de la grande distribution, des boues de stations d'épuration...

La méthanisation permet de répondre à plusieurs enjeux d'ordre environnementaux : gestion des déchets, production d'énergie renouvelable et réduction des émissions de gaz à effet de serre. En fonction du niveau de purification envisagé, de nombreuses voies de valorisation du biogaz issu de la méthanisation sont envisageables telles que :

- La combustion du biogaz pour produire de la chaleur,

- La combustion du biogaz pour produire de l'électricité avec ou sans récupération de la chaleur (cogénération),

- La production de biométhane pour injection dans les réseaux de gaz (autorisée depuis novembre 2011),

- La production de biométhane pour carburant véhicule (BioGNV),

- La production de biométhane pour produire du gaz naturel liquéfié (BioGNL). Dans la suite de la description on entend par « biométhane » le biogaz purifié de haute pureté qui possède des caractéristiques similaires au gaz naturel et qui peut être injecté dans le réseau gazier ou utilisé en tant que carburant véhicule appelé bioGNV (contient en général plus de 95 % en volume de méthane , voire plus de 98% en volume de méthane).

En France, la méthanisation s'oriente de façon croissante vers l'injection de biométhane dans les réseaux de gaz en tant que substitut renouvelable au gaz naturel grâce à de nombreuses mesures incitatives. La Loi de Transition Energétique pour la Croissance Verte (LTECV) renforce les ambitions attribuées à l'injection de biométhane en fixant un objectif national de 10% de gaz renouvelable dans les consommations à l'horizon 2030.

Néanmoins cette filière de valorisation est freinée par l'éloignement géographique entre de nombreux gisements mobilisables et des réseaux de gaz de capacité adaptée, le secteur agricole présentant notamment le plus grand potentiel de gisements mobilisables avec environ 80% du potentiel méthanogène total.

Les exploitations agricoles françaises sont en effet souvent trop éloignées et/ou trop petites pour envisager un raccordement au réseau. Les fermes qui font de l'élevage ont souvent des tailles de cheptel limitées de l'ordre de 50 à 100 bêtes en moyenne qui ne permettent pas, à partir des technologies disponibles, de produire des quantités suffisantes de biogaz en vue de sa valorisation en biométhane pour l'injection dans le réseau. Des exploitations de plusieurs centaines de bêtes (de type « ferme aux 1000 vaches ») sont alors nécessaires pour développer des projets de méthanisation économiquement rentables pour valoriser le biométhane en réinjection.

Pour pallier cette contrainte, des solutions alternatives ont été étudiées, telles que :

- Le transport routier des matières premières à méthaniser vers un site de méthanisation mutualisé proche d'un point d'injection sur le réseau. Cependant la logistique de collecte, de transport et de stockage des matières premières solides vers le site de méthanisation est compliquée avec un rayon d'action restreint. Par ailleurs, les matières premières à méthaniser, comme le fumier, perdent leur pouvoir méthanogène si elles sont stockées trop longtemps. De plus, un retour des digestats issus de la méthanisation vers les exploitations agricoles doit être assuré pour les activités d'épandage.

- Les voies portées qui visent la production et l'épuration du biogaz sur le site de l'exploitation agricole avec un transport du biométhane produit sous forme liquide ou gazeuse sous pression par voie routière, pour une injection sur des réseaux de gaz disposant d'une plus forte capacité d'accueil. On parle alors d'injection portée.

Si l'injection portée concerne une seule unité de méthanisation et un unique point d'injection, on parle d'injection portée individuelle. Si plusieurs unités de méthanisation portent leur biométhane et partagent un point d'injection, le terme injection portée mutualisée est utilisé.

Les scénarios d'injection portée du biométhane sont donc multiples et sont fonction du mode d'épuration sur le site de production (aucune purification, purification totale avec décarbonatation complète ou simple prétraitement sans décarbonatation, fixe ou mobile) et du type de conditionnement pour le transport (sous forme gazeuse haute pression, sous forme liquide à haute ou basse pression). La demande de brevet FR3011750 décrit notamment un procédé pour fournir du biométhane à un réseau de gaz naturel à partir de n sites producteurs de biogaz comprenant les étapes de production du biogaz dans chacun des sites, le stockage haute pression du biogaz produit dans chacun des sites, la collecte de tout le biogaz stocké grâce à un moyen mobile de collecte, puis la purification et l'injection du biométhane dans le réseau de gaz naturel. Le dispositif d'épuration du biogaz collecté peut être mobile ou fixe, et de préférence placé à proximité du poste d'injection du bio méthane dans le réseau. Dans ce cas, aucune purification du biogaz n'est effectuée avant la collecte.

Par ailleurs, quel que soit le scénario envisagé, la rentabilité d'un projet d'injection portée pour les petites unités de méthanisation est remise en cause en raison des surcoûts importants engendrés par les étapes de purification et de portage. La rentabilité de l'injection du biométhane dans le réseau de gaz n'est avérée avec les technologies connues que si l'on injecte 50 à 75 Nm ³ /h de biométhane alors qu'une exploitation agricole moyenne en France a en général la capacité de produire de l'ordre de 10 à 30 Nm ³ /h de biométhane (soit 20 à 60 Nm ³ /h de biogaz).

Il n'existe donc pas à ce jour de solution adaptée à la valorisation en biomethane telle que par exemple la réinjection dans les réseaux pour les petites unités de production agricoles alors que ces dernières représentent la grande majorité du gisement agricole français.

La présente invention vise à proposer une solution d'injection portée de biométhane, mutualisée, donc applicable à toute taille d'unité de méthanisation, située à proximité ou non d'un point d'injection, qui assure aux producteurs la valorisation de leurs productions de biogaz jugées trop faibles et/ou trop éloignées des réseaux pour être valorisées individuellement.

L'approche proposée selon l'invention consiste à coupler :

- Une étape de purification comprenant une décarbonatation partielle du biogaz sur chaque site de production, par exemple à l'aide d'un module membranaire ; - Une étape de purification complémentaire comprenant une décarbonatation complémentaire mutualisée sur le site d'injection, par exemple à l'aide d'un procédé de lavage aux amines pour obtenir un biométhane.

Description de l'invention

Plus précisément, la présente invention concerne un procédé de production de biométhane pour l'injection portée dans un réseau de gaz naturel (réseau de transport ou réseau de distribution) à partir de n installations de production de biogaz (par exemple des méthaniseurs), dans lequel chacune des installations produit, purifie partiellement et stocke du biogaz. Ce biogaz partiellement purifié est ensuite collecté et transporté par un système mobile jusqu'au site de purification complémentaire, commun aux n installations de production, à proximité du point d'injection dans le réseau de gaz. Le biogaz collecté subit une seconde étape de purification sur le site d'injection de sorte à produire un biométhane conforme aux normes d'injection dans un réseau de gaz naturel.

En d'autres termes, la présente invention couple une étape de purification partielle du biogaz sur les n installations de production et une étape de purification complémentaire mutualisée sur le site d'injection.

Le procédé selon l'invention prévoit en outre un conditionnement du biogaz partiellement purifié, soit sous forme gazeuse avantageusement à haute pression, soit de préférence dans des conditions supercritiques en vue de son transport depuis les sites de production jusqu'au site d'injection.

Résumé de l'invention :

L'invention concerne un procédé de production mutualisée de biométhane adapté à l'injection portée dans le réseau de gaz naturel mettant en œuvre un ou plusieurs sites producteurs P, de biogaz, i étant compris entre 1 et n, comprenant les étapes suivantes : a) Production de biogaz par méthanisation d'une charge organique sur chaque site producteur P, b) Purification partielle, sur chaque site producteur i, du biogaz produit incluant une décarbonatation partielle pour obtenir un biogaz partiellement purifié à une teneur en méthane CH ₄ supérieure à 60% en volume sur chaque site producteur P, ; c) Conditionnement du biogaz partiellement purifié sous forme gazeuse ou supercritique sur chaque site producteur Pi ; d) Collecte et transport de l'ensemble des biogaz partiellement purifiés de chacun des sites producteurs P, à l'aide d'un dispositif de collecte vers un site de purification complémentaire à proximité dudit réseau de gaz naturel ; e) Purification complémentaire mutualisée des biogaz partiellement purifiés collectés à l'étape d) sur ledit site de purification complémentaire pour obtenir un flux mutualisé de biométhane.

Le procédé peut comprendre une étape de prétraitement du biogaz produit par élimination des polluants présents à l'état de traces comme H ₂ S, COV, siloxanes, NH ₃ . avant l'étape b) de purification partielle. Le procédé peut comprendre une étape de déshydratation du biogaz produit avant l'étape b) de purification partielle.

La charge organique peut être choisie parmi les déchets agricoles, les boues de station d'épuration, les biodéchets, les effluents d'industrie agro-alimentaire, seuls ou en mélange.

Avantageusement, la purification partielle de l'étape b) est effectuée par séparation membranaire dans un ou plusieurs modules membranaires comprenant chacun un ou plusieurs étages de séparation, préférentiellement un seul étage, pour produire un biogaz partiellement purifié enrichi en méthane et un gaz résiduel appauvri en méthane.

On peut utiliser la chaleur du gaz résiduel issu de la séparation membranaire pour fournir la chaleur nécessaire à la méthanisation et aux autres besoins en chaleur du site de production permettant la production de biogaz de l'étape a). Avantageusement, la purification complémentaire mutualisée du biogaz partiellement purifié de l'étape e) est effectuée par au moins une des techniques choisies parmi lavage à l'eau, séparation par adsorption à pression modulée (PSA), séparation dans un système cryogénique, séparation membranaire, lavage aux amines.

De préférence, la purification complémentaire est effectuée par lavage aux amines sous pression dans une unité de lavage aux amines.

Le conditionnement du biogaz partiellement purifié à l'étape c) peut être effectué par compression du biogaz partiellement purifié à une pression comprise entre 200 et 300 bar et refroidissement à température ambiante afin de placer le biogaz partiellement purifié dans des conditions gazeuses haute pression.

Le biogaz partiellement purifié peut être conditionné sous forme supercritique à l'étape c) par compression à une pression comprise entre 40 et 90 bar et/ou refroidissement à une température comprise entre -82°C et 30°C dans le biogaz partiellement purifié afin de placer le biogaz partiellement purifié dans les conditions supercritiques correspondant à la teneur résiduelle en C0 ₂ dudit biogaz partiellement purifié.

Le biogaz partiellement purifié sous forme gazeuse haute pression ou sous forme supercritique peut être détendu et/ou réchauffé sur le site de purification complémentaire avant l'étape d) de purification complémentaire.

Dans un mode de réalisation, la chaleur nécessaire au réchauffement du biogaz partiellement purifié est fournie par le refroidissement d'un circuit d'eau froide de l'unité de purification complémentaire.

De préférence, au moins une partie des n sites producteurs de biogaz sont des sites agricoles.

De préférence, le biogaz partiellement purifié a une teneur en méthane supérieure à 70% en volume, de préférence supérieure à 80% en volume. De manière avantageuse, le biométhane produit a une teneur en méthane supérieure à 95% en volume, de préférence supérieure à 98% en volume, de manière très préférée supérieure à 99 % en volume.

Au moins une partie du biométhane produit peut être injectée dans les réseaux de distribution ou les réseaux de transport de gaz naturel, et/ou approvisionne directement des consommateurs locaux, et/ou alimente une station de carburant bioGNV.

Description sommaire des figures :

La Figure 1 représente le schéma de principe du procédé selon l'invention.

La Figure 2 représente un diagramme de phase (P, T) pour un mélange binaire ayant une composition donnée, sur lequel sont précisés les différents domaines de phase : gaz, liquide, gaz+liquide et supercritique.

D'autres caractéristiques et avantages du procédé selon l'invention, apparaîtront à la lecture de la description ci-après d'exemples non limitatifs de réalisations, en se référant aux figures annexées et décrites ci-après. Description détaillée de l'invention :

Le procédé selon l'invention consiste à produire du biométhane, qui peut être destiné à l'injection portée pour alimenter un réseau de gaz naturel, à partir de n sites de production P,- de biogaz, avec / variant de 1 à n, comprenant au moins les étapes suivantes :

- Pour chacun des sites de production P,· de biogaz, une étape a, - de production de biogaz ;

- Pour chacun des sites de production P,· de biogaz, une étape b de purification partielle du biogaz produit incluant une décarbonatation partielle ;

- Pour chacun des sites de production P,· de biogaz, une étape c,· de conditionnement du biogaz partiellement purifié ; - Une étape de collecte de l'ensemble des biogaz qui sont produits et stockés sur chacun des sites de production P,· à l'aide d'un dispositif mobile de collecte (par exemple un camion) ;

- Une étape d de purification complémentaire du biogaz collecté de sorte à produire un biométhane de haute pureté, c'est-à-dire répondant avantageusement aux normes de l'injection dans les réseaux de gaz naturel, par exemple une teneur en méthane supérieure ou égale à 92% en volume, de préférence supérieure ou égale à 95% en volume, de manière très préférée supérieure à 98 % en volume, de manière encore plus préférée supérieure ou égale à 99 % en volume ;

- Une éventuelle étape e d'injection du biométhane dans le réseau de gaz naturel (comprenant éventuellement l'odorisation du biométhane et le comptage).

Le nombre n de sites de production mutualisés est spécifique à chaque projet d'injection portée de biométhane. Il varie selon la taille et le nombre de sites potentiellement producteurs de biogaz localisés dans un rayon donné du territoire. Il dépend également de la capacité d'accueil du réseau au niveau du site d'injection.

Avantageusement, l'invention concerne au moins deux sites producteurs, de préférence un nombre de 5 à 10 installations de production de biogaz.

La production de chaque site producteur Pi n'est pas nécessairement identique. Par ailleurs, la composition des gaz produits peut varier en fonction du site de production Pi.

La bonne compréhension de l'invention s'appuie sur le schéma de principe représenté sur la Figure 1. Dans un but de simplicité, ne sont indiqués que les éléments essentiels utiles à la compréhension et à la mise en œuvre de l'installation. Toutes les étapes nécessaires à la purification du biogaz en biométhane et à l'injection du biométhane dans le réseau de gaz ne sont pas décrites, mais sont connues de l'homme du métier.

Selon la Figure 1, chaque site de production P,· met en œuvre une installation 1; de méthanisation comprenant un méthaniseur 1, produisant du biogaz 101. A l'aide d'une soufflante 2, le biogaz brut 101 est envoyé dans un module de prétraitement 3 afin d'éliminer les polluants présents à l'état de traces tels que H ₂ S, COV, siloxanes ou encore NH ₃ . La technologie utilisée peut être des charbons actifs, un lavage à la soude régénératif ou non, des tamis régénérables ou non, ...

Le biogaz prétraité 102 éliminé de ses polluants traces est dans un second temps comprimé dans un compresseur 4, à une pression généralement comprise entre 8 et 16 bar, avant d'être envoyé vers une étape de décarbonatation partielle à l'aide d'un module membranaire 5. Ce dernier produit un biogaz 103 partiellement purifié (rétentat) à teneur en méthane supérieure à 60% en volume, de préférence supérieure à 70% en volume, de manière très préférée supérieure à 80% en volume, et un gaz résiduel 104 (perméat) à teneur en méthane comprise entre 10 et 30% en volume, de préférence de l'ordre de 20% en volume. Le module membranaire 5 est préférentiellement constitué d'un seul étage de membranes, ce qui constitue un atout important en termes d'investissement et d'opération. Les performances de la séparation membranaire (rendement en méthane, teneur en méthane dans le biogaz 103 partiellement purifié) sont ajustées selon les besoins en chaleur du méthaniseur 1 (l'objectif étant d'assurer une autoconsommation du méthaniseur l).En effet, une intégration thermique peut être mise en place et vise à brûler le gaz résiduel 104 dans une chaudière en vue d'alimenter un système de chauffage du méthaniseur 1, mais également de répondre aux besoins de chaleur sur le site de production (hygiénisation des digestats, chauffage des bâtis agricoles par exemple). Selon la teneur en méthane du gaz résiduel 104, l'installation d'une chaudière à bas pouvoir calorifique (PCS) peut être requise. Une alternative consisterait à enrichir le gaz résiduel 104 avec une faible fraction du biogaz brut 101 ou du biogaz prétraité 102 afin d'augmenter la teneur en méthane au-delà de 25%, de préférence au-delà de 30%, pour permettre l'utilisation d'une chaudière à gaz de technologie simple. Le C02 issu de la purification du biogaz peut être valorisé pour enrichir l'atmosphère des serres en C02.

Le biogaz 103 partiellement purifié est ensuite conditionné sur le site de production P; via un système de conditionnement 6. L'objectif est de réduire au maximum les volumes de biogaz produit pour minimiser les coûts de stockage et de transport. Plusieurs voies de conditionnement peuvent être envisagées :

- Une compression en phase gazeuse à haute pression, entre 200 et 300 bar, et un refroidissement à température ambiante.

- Une compression en phase supercritique. L'état supercritique est un état de la matière qui présente des propriétés physiques (densité, viscosité, diffusivité ...) intermédiaires entre la phase gaz et la phase liquide. Les conditions supercritiques sont fonction de la teneur en C0 ₂ dans le biogaz partiellement purifié 103. Les conditions de pression et de température associées s'étendent respectivement de 40 à 90 bar et de -82 à 30°C. A titre d'exemple, le conditions supercritiques sont de l'ordre de 70 bar et -55°C pour un biogaz partiellement purifié à 80% volume de méthane, et de l'ordre de 55 bar et -70°C pour un biogaz partiellement purifié à 90% volume de méthane.

Le conditionnement sous forme liquide n'est ici pas avantageux en raison de la teneur trop élevée en C0 ₂ dans le biogaz 103 partiellement purifié, qui risquerait de se solidifier lors de la liquéfaction du biogaz.

Le conditionnement en phase supercritique du biogaz constitue une solution avantageuse dans la mesure où il permet de densifier le biogaz à transporter sans pour autant le comprimer à des pressions très élevées. On entend par supercritique l'état de la matière lorsqu'elle est soumise à une forte pression ou température, notamment on parle de fluide supercritique lorsqu'un fluide est chauffé au-delà de sa température critique et lorsqu'il est comprimé au-dessus de sa pression critique. Comme indiqué précédemment, les propriétés physiques d'un fluide supercritique (densité, viscosité, diffusivité) sont intermédiaires entre celles des liquides et celles des gaz. Pour un mélange (type CH4+C02), le domaine supercritique (voir Figure 2 ) est déterminé par :

- Une pression au-dessus de la pression maximale de l'enveloppe de phase gaz/liquide

- Une température entre la température critique du mélange et la température maximale de l'enveloppe de phase gaz/liquide. Dans le cas du biogaz, la pression de conditionnement du biogaz partiellement purifié en phase supercritique est par ailleurs proche de la pression opératoire maximale des réseaux de transport de gaz naturel (environ 80 bar), contrairement au conditionnement sous forme gazeuse à haute pression (200 à 300 bar). Des coûts de compression et d'investissement pour le stockage et le transport sont ainsi économisés lorsque le biogaz partiellement purifié est conditionné sous forme supercritique.

L'étape de conditionnement dans le système de conditionnement 6 inclut avantageusement un séchage préalable du biogaz partiellement purifié 103 (tamis régénérable, lavage au glycol, ...) afin de se prémunir de tout risque de formation d'hydrates de C0 ₂ et/ou de CH ₄ . De manière préférée, le séchage du biogaz est effectué sur tamis régénérable qui est plus simple d'opération pour l'exploitant agricole.

Le biogaz 105 partiellement purifié et conditionné de préférence en phase supercritique, est stocké dans un réservoir 7 de stockage installé sur le site de production P,·. La capacité totale de stockage de biogaz partiellement purifié sur le site de production P,· est adaptée à la fréquence de passage du dispositif de collecte 8 (par exemple un camion) qui effectue des rotations entre l'ensemble des sites de production P,· et le site d'injection mutualisé. Le stockage permet en général deux à trois jours de production. Cependant, sa capacité peut être ajustée selon la rotation de collecte et les contraintes réglementaires de stockage de biogaz sur le site de production P;. Le réservoir 7 de stockage du biogaz produit peut être :

- mobile : il s'agit de cuves mobiles équipées d'un cadre de manutention. Le dispositif de collecte 8 récupère la cuve remplie de biogaz partiellement purifié conditionné 105 et la remplace par une autre cuve vide. Plusieurs cuves mobiles peuvent ainsi être installées sur le site de production P,· dans la limite de la réglementation en vigueur, pour allonger la durée entre deux collectes successives.

- fixe : le biogaz 105 contenu dans le réservoir 7 de stockage fixe est dépoté dans un autre réservoir mobile installé sur le dispositif mobile de collecte 8.

On peut également concevoir un conditionnement du biogaz 103 partiellement purifié à l'aide d'un système mobile se déplaçant de site de production en site de production pour assurer la collecte du biogaz produit. Le dispositif de conditionnement peut ainsi être installé sur un camion et sa capacité de conditionnement est alors fonction de la durée totale de mobilisation acceptable sur chaque site de production P,·. Dans ce cas précis, le producteur peut privilégier un stockage du biogaz partiellement purifié 103 à une pression supérieure afin de limiter le volume du stockage avant collecte.

Les sites de production P,· sont équipés avantageusement individuellement d'un dispositif d'analyse de la teneur en méthane ou de mesure du PCS (pouvoir calorifique supérieur) du biogaz produit pour comptabiliser la production valorisable de chaque site P,· participant au projet d'injection portée mutualisée.

L'ensemble des biogaz collectés sur chaque site de production P,· est alors stocké et déconditionné sur un site de stockage unique et mutualisé 9 situé à proximité du lieu d'injection dans le réseau ou de valorisation du biométhane par une voie alternative. Un système de purification complémentaire 10 permet de produire, à partir des biogaz collectés, du biométhane 106 conforme aux normes d'injection dans les réseaux ou de valorisation alternative. La technologie mise en œuvre dans le système de purification complémentaire 10 est de préférence le lavage aux amines sous pression, mais peut être toute autre technologie adaptée à la séparation du CH ₄ et du C0 ₂ : lavage à l'eau, adsorption à pression modulée (PSA), système cryogénique, membranes ...

Dans le cas du lavage aux amines, on utilise couramment des procédés d'absorption mettant en œuvre une solution aqueuse d'amines pour retirer les composés acides, notamment le dioxyde de carbone (C0 ₂ ), présent dans un gaz. Le gaz est ainsi traité par mise en contact avec la solution absorbante dans une colonne d'absorption ("absorbeur"), puis la solution absorbante est régénérée thermiquement dans une colonne de régénération ("régénérateur"). Un gaz appauvri en composés acides est alors produit dans l'absorbeur, et un gaz riche en composés acides sort du régénérateur. Le document US 6,852,144 décrit par exemple une méthode d'élimination des composés acides des hydrocarbures. La méthode utilise une solution absorbante eau/N-méthyldiéthanolamine (MDEA) ou eau/triéthanolamine contenant une forte proportion d'au moins un composé appartenant au groupe suivant : pipérazine, méthylpipérazine et morpholine.

Les performances des procédés de désacidification de gaz acides par lavage aux amines sont directement dépendantes de la nature du composé azoté présent dans la solution absorbante. Il peut notamment s'agir d'amines qui peuvent être primaires, secondaires ou tertiaires. Elles peuvent présenter une ou plusieurs fonctions amines équivalentes ou différentes par molécule, et peuvent être utilisées seules ou en mélange. D'autres composés tels que des solvants physiques peuvent également être ajoutés.

La mise en œuvre d'une solution aqueuse comportant au moins un composé azoté pour désacidifier un effluent gazeux est réalisée de façon schématique dans l'unité de lavage aux amines en effectuant une étape d'absorption dans une colonne d'absorption suivie d'une étape de régénération dans une colonne de régénération.

L'étape d'absorption du C0 ₂ peut être réalisée à une pression dans la colonne d'absorption comprise entre 1 bar et 200 bar, de préférence entre 20 bar et 100 bar pour le traitement du biogaz partiellement purifié, et à une température dans la colonne d'absorption comprise entre 20°C et 100°C, préférentiellement comprise entre 30°C et 90°C, voire entre 30 et 60°C.

L'étape de régénération consiste notamment à chauffer et, éventuellement à détendre, la solution absorbante enrichie en composés acides (C0 ₂ notamment) afin de libérer les composés acides sous forme gazeuse.

Le conditionnement supercritique du biogaz partiellement purifié 105 et sa purification complémentaire par lavage aux amines sous pression permettent d'opérer à une pression proche de celle du réseau de transport (25 à 80 bar) limitant la perte d'énergie liée à la décompression du biogaz. Selon la pression opératoire du réseau dans lequel est injecté le biométhane produit, une récupération de l'énergie liée à la détente peut être envisagée.

La purification complémentaire des biogaz collectés 105 en biométhane de haute pureté 106 n'est pas assurée individuellement par chaque site de production P,· mais de manière mutualisée par le dispositif commun de purification complémentaire 10 installé sur le site d'injection. La purification partielle des biogaz sur chaque site de production P,· permet par ailleurs de réduire la taille et le coût de l'installation de purification complémentaire 10. Le procédé selon l'invention couplant purification partielle sur les sites de production P,· et mutualisation de la purification complémentaire sur le site d'injection permet de réduire considérablement le coût de production du biométhane pour l'ensemble des producteurs de biogaz.

L'invention prévoit également une intégration thermique entre le système de stockage et de déconditionnement 9 et le dispositif de purification complémentaire 10 des biogaz collectés. En effet, le premier pourra assurer les besoins en frigories (utilités froides) du second via un circuit auxiliaire d'eau de refroidissement.

Le biométhane 106 produit à la sortie du dispositif de purification complémentaire 10 alimente enfin le système d'injection 11 incluant entre autres les opérations d'odorisation, d'analyses et de comptage afin d'être contrôlé, compté et injecté dans le réseau de gaz 12 permettant d'approvisionner des consommateurs en gaz naturel. L'approvisionnement du réseau se fait alors à partir du biométhane 106 produit par l'ensemble des sites de production P,·, le rendant alors plus fiable tant en terme de qualité que de volume injecté. Le réseau de gaz peut être soit un réseau de distribution, soit un réseau de transport. La pression du réseau est avantageusement comprise entre 2 et 6 bar pour la distribution, 15 et 25 bar pour la distribution moyenne pression et 25 à 80 bar pour le transport.

Le procédé selon l'invention présente donc la possibilité d'injecter dans tous les types de réseaux de gaz, dont le réseau de transport, permettant ainsi de couvrir des zones de consommation plus larges. Cette flexibilité de localisation géographique est extrêmement intéressante et bénéfique pour le gestionnaire de réseau pour qui le rebours de gaz vers des étages de pression plus élevés n'est plus une problématique.

Alternativement, au moins une partie du biométhane produit 106 peut alimenter une station BioGNV (carburant pour véhicule) ou directement approvisionner des consommateurs locaux en gaz si des besoins sur le territoire existent (industriels, collectivités, ...). Avantages de l'invention

L'invention permet de réduire le coût de production du biométhane en ventilant les coûts de purification et de portage entre les différents sites mutualisant leur production de biogaz. - La purification partielle des biogaz qui assure une partie de la décarbonatation sur chaque site de production P,· permet par ailleurs de réduire la taille et le coût de l'installation de purification complémentaire mutualisée.

Les modules membranaires sont particulièrement adaptés pour la purification grossière du biogaz incluant une décarbonatation partielle, de préférence avec l'utilisation d'un seul étage de membranes. Il est par ailleurs possible de concevoir des modules de petite capacité (< 20 Nm ³ /h de biométhane, soit < 40 Nm ³ /h de biogaz).

Les unités de lavage aux amines permettent un coût de production du biométhane peu variable selon le niveau de purification souhaité et présentent un fort intérêt dès lors que la capacité approche les 200 Nm ³ /h de biogaz traité. - La présente invention prévoit en outre un conditionnement du biogaz (partiellement purifié) de préférence dans des conditions supercritiques en vue de son transport depuis les sites de production jusqu'au site d'injection. Ledit conditionnement est réalisé soit à l'aide d'un système fixe installé sur le site de production, soit à l'aide d'un système mobile installé sur un camion qui effectue un circuit de collecte entre les différents sites de production mutualisés. Ledit camion peut avantageusement utiliser un carburant à base de biométhane de type bioGNV.

Dans le cadre du procédé selon l'invention, les sites producteurs de biométhane, notamment les exploitations agricoles, sont pleinement intégrés dans une économie circulaire, leur offrant non seulement une source de revenus complémentaires, mais aussi la possibilité de pratiquer une agriculture raisonnée avec la valorisation directe des digestats issus de la méthanisation au moment opportun pour leurs cultures, qui représente par ailleurs une économie non négligeable sur l'achat d'engrais pour fertiliser les sols. En ce qui concerne l'injection dans le réseau de gaz naturel, l'approvisionnement du réseau se fait à partir du biométhane 106 produit par l'ensemble des sites de production P le rendant alors plus fiable tant en termes de qualité que de volume injecté.