EP-4408558-B1 - METHOD FOR SEPARATING ALL OR SOME OF THE COMPOUNDS FROM A BIOGAS IN THE LIQUID STATE OR IN THE TWO-PHASE STATE

Inventors

• NAIT SAIDI, Chourouk
• RIVERA TINOCO, Rodrigo

Dates

Publication Date

20260506

Application Date

20220930

Claims (11)

1. Method for separating all or some of the compounds from a biogas in the liquid state or in the two-phase liquid/vapour state containing methane, carbon dioxide and optionally a hydrocarbon or a mixture of hydrocarbons from the C3 to C7 family, characterised in that a first separation for separating methane from the other compounds is performed by cryogenic distillation in a first distillation column (10) comprising a column top brought to the condensation temperature of methane at a given pressure, the first separation being performed by injecting into the first distillation column (10): - as a main supply, the biogas liquefied to an equilibrium temperature which makes it possible to obtain a two-phase mixture, ensuring the separation of the different compounds, - as a secondary supply, a liquefying agent, in the liquid state, composed of a mixture of hydrocarbon(s) from the C3 to C7 family, the liquefying agent being injected at the top of the first distillation column (10), above the biogas inlet, at a temperature T1 lower than or equal to the carbon dioxide desublimation temperature at a given pressure of the distillation column and in an amount proportional to the vapour flow rate of the carbon dioxide ascending at the top of the column, and in that a second separation of the compounds of the liquid mixture recovered from the first separation and compound of the carbon dioxide, the liquefying agent and optional hydrocarbons is performed by cryogenic distillation in a second distillation column (20) after expansion of the liquid mixture to reach an equilibrium temperature and pressure enabling the separation of the carbon dioxide in the form of condensate at the top of the column and the liquefying agent added with optional hydrocarbons in residues in liquid form at the bottom of the column.
2. Separation method according to claim 1, characterised in that the liquefying agent is injected at the methane reflux.
3. Separation method according to claim 1 or claim 2, characterised in that the liquefying agent is injected into the first distillation column (10) at a temperature T1 of around -100°C.
4. Separation method according to any one of the preceding claims, characterised in that the liquefying agent is subjected to a pressurised, two-stage cooling before it is injected into the top of the first distillation column (10) to reach the temperature T1.
5. Separation method according to any one of the preceding claims, characterised in that the top of the first distillation column (10) is totally or partially cooled by the liquefying agent.
6. Separation method according to any one of the preceding claims, characterised in that it comprises a step of recovering methane in the gaseous state from the first separation.
7. Separation method according to any one of the preceding claims, characterised in that the second separation is performed by cooling the top of the second distillation column (20) to the condensation temperature of carbon dioxide, of between -50°C and -60°C depending on the pressure reached after expansion.
8. Separation method according to any one of the preceding claims, characterised in that it comprises a step of recovering carbon dioxide in the gaseous state from the second separation.
9. Separation method according to any one of the preceding claims, characterised in that it comprises a step of recovering the liquefying agent added with optional hydrocarbons from the second separation for it to be totally or partially rerouted to the first distillation column (10).
10. Separation method according to any one of the preceding claims, characterised in that the liquefying agent is a linear or non-linear hydrocarbon of the alkene type from the C 3 to C 7 family, or a mixture of hydrocarbons from the C 3 to C 7 family.
11. Separation method according to any one of the preceding claims, characterised in that the liquefying agent is a hydrocarbon or a mixture of identical hydrocarbons, or hydrocarbons of physico-chemical properties equivalent to the optional hydrocarbon or mixture of hydrocarbons present in the biogas.

Description

DOMAINE TECHNIQUE DE L'INVENTION La présente invention concerne le domaine de la valorisation des biogaz, et se rapporte plus particulièrement à un procédé de séparation de tout ou partie des composés d'un biogaz à l'état liquide ou à l'état diphasique liquide/vapeur, le biogaz contenant du méthane, du dioxyde de carbone et éventuellement des hydrocarbures de la famille C3 à C7permettant sa liquéfaction. Le procédé selon l'invention est destiné notamment, mais non exclusivement, à l'épuration du biogaz à l'état liquide ou à l'état diphasique liquide/vapeur aux fins de récupérer tout ou partie de ses composés, et en particulier le méthane pour être utilisé comme carburant pour les véhicules ou pour être injecté dans un réseau de gaz naturel ainsi que le dioxyde de carbone. ETAT DE LA TECHNIQUE Parmi les méthodes d'épuration du biogaz connues, les méthodes conventionnellement utilisées pour séparer le méthane du dioxyde de carbone sont la séparation membranaire, la PSA (Pressure Swing Adsorption - adsorption par variation de pression) et la distillation cryogénique. La séparation membranaire est basée sur l'utilisation de membranes réalisées dans des matériaux laissant passer le dioxyde de carbone et retenant le méthane. La PSA est basée sur l'adsorption du dioxyde de carbone dans les composants solides de la colonne d'adsorption à haute pression et une désorption à basse pression. La distillation cryogénique repose quant à elle sur des abaissements successifs de la température jusqu'à la production de dioxyde de carbone liquide et de biométhane liquéfié ou de désublimation du dioxyde de carbone qui produit du dioxyde de carbone liquide et du bio-méthane gazeux. Ces méthodes conventionnellement utilisées présentent cependant des inconvénients pour séparer un biogaz à l'état liquide ou à l'état diphasique. Soit elles ne permettent pas d'atteindre des taux de pureté du méthane récupéré satisfaisants, soit elles ne permettent pas de récupérer le dioxyde de carbone, soit elles s'avèrent inadaptées pour le traitement d'un biogaz liquéfié ou contenant des hydrocarbures, notamment le butane, utilisés pour liquéfier le biogaz. Ainsi la technique de la séparation membranaire n'est pas à privilégier lorsque le biogaz comporte des hydrocarbures, et en particulier du butane, ce dernier détériorant les membranes rapidement. La PSA ne permet pas d'atteindre quant à elle les taux de pureté souhaités. Par ailleurs, cette méthode nécessite l'apport d'une quantité importante de chaleur ce qui va à l'encontre de l'utilisation de froid préalablement dépensé pour liquéfier le biogaz. La technique de distillation cryogénique présente quant à elle l'inconvénient de produire des particules solides de dioxyde de carbone (cristaux de neige carbonique) qui peuvent créer des bouchons dans les échangeurs de chaleur et le garnissage dans la tête de colonne. On connait également des demandes de brevet US4318723 et US2003/0047492 des procédés de séparation de composés. Cependant, les procédés décrits concernent la séparation des composés d'un gaz naturel, et ne s'adressent pas à la problématique de séparation des composés d'un biogaz et de récupération de chacun de ces composés à des taux de pureté de l'ordre de 99,9%. L'invention vise à remédier à ces problèmes en proposant un procédé de séparation permettant de séparer les composés d'un biogaz à l'état liquide ou à l'état diphasique liquide/vapeur de manière à récupérer le méthane à un taux de pureté élevé ainsi que de récupérer le dioxyde de carbone en évitant les problèmes de colmatage et formation de neige carbonique. OBJET DE L'INVENTION A cet effet, l'invention propose un procédé de séparation de la revendication 1. L'injection d'un agent de liquéfaction en tête de colonne au-dessus de l'entrée du biogaz à une température et quantité déterminées, à savoir à une température inférieure ou égale à la température à laquelle le dioxyde de carbone dé-sublimerait dans la colonne de distillation maintenue à une pression donnée d'une part et en quantité proportionnelle au débit de vapeur du dioxyde de carbone ascendant en tête de colonne d'autre part, permet ainsi de dissoudre les cristaux de neige carbonique qui se forment en tête de la colonne de distillation utilisée pour séparer le méthane des autres composés en assurant une séparation satisfaisante du méthane gazeux du mélange liquide composé du dioxyde de carbone et de l'agent de liquéfaction. Par température de désublimation, on désigne la température à laquelle la désublimation (passage de l'état gazeux à l'état solide) du dioxyde de carbone est provoquée. La température de désublimation peut être également désignée indifféremment de température de condensation solide, de cristallisation ou encore de sublimation inverse. Avantageusement, l'agent de liquéfaction est injecté au niveau du reflux de méthane. Avantageusement, l'agent de liquéfaction est injecté dans la première colonne de distillation à une température T1 de l'ordre de -10