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WO2025157945A1 - Système de production de gaz de synthèse et procédé de production de gaz de synthèse - Google Patents

Système de production de gaz de synthèse et procédé de production de gaz de synthèse

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Publication number
WO2025157945A1
WO2025157945A1 PCT/EP2025/051717 EP2025051717W WO2025157945A1 WO 2025157945 A1 WO2025157945 A1 WO 2025157945A1 EP 2025051717 W EP2025051717 W EP 2025051717W WO 2025157945 A1 WO2025157945 A1 WO 2025157945A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
production
fluidized bed
bed reactor
synthesis gas
hydrogen
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
PCT/EP2025/051717
Other languages
English (en)
Inventor
Laurent DEBU
Hédi BESSIBES
Vincent DOUCET
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Cap Ingelec
Original Assignee
Cap Ingelec
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Cap Ingelec filed Critical Cap Ingelec
Publication of WO2025157945A1 publication Critical patent/WO2025157945A1/fr
Pending legal-status Critical Current
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    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel

Definitions

  • the invention relates to the field of energy.
  • the invention relates to a system for producing synthesis gas.
  • the invention further relates to a method for producing synthesis gas.
  • Fossil fuels accounted for more than 80% of global energy consumption in 2020, the most common of which are natural gas, oil and coal. These fossil fuels are a significant cause of global warming and CO2 emissions. In order to combat this warming and CO2 emissions, the French government has set itself the objective of reducing greenhouse gas emissions resulting from the excessive use of fossil fuels by 81% by 2050 (Ecological Transition).
  • One of the most promising avenues for promoting the ecological transition and reducing CO2 emissions seems to be the production of synthetic gas that can be converted into hydrogen ( H2 ), or synthetic natural gas ( CH4 ).
  • Syngas can be produced using a variety of techniques. Production techniques, as well as the quantity and quality of the resulting syngas, depend largely on the raw materials used and the technique used (pressure, temperature, reaction rate). These techniques include, for example, gasification, pyrolysis, and extraction methods.
  • reaction by-products such as chlorine, sulfur, nitrogen, tar, ash, or even char.
  • reaction by-products are considered pollutants. Indeed, they greatly reduce the purity of the synthesis gas produced (and therefore the quality of the synthesis gas).
  • their accumulation in production equipment leads to fouling, which can cause blockages while being corrosive.
  • First-generation processes combine the combustion of the energy vector in the same equipment as the thermal gasification equipment. Although reducing the amount of fumes emitted into the atmosphere (3,500 to 4,000 Nm 3 /t, compared to 6,500 to 7,500 Nm 3 /t in traditional combustion), the technology results in the production of a synthesis gas with low calorific value on the one hand and poor quality on the other. Indeed, since the process is integrated, the reaction conditions cannot be controlled and the quantity of pollutant produced is significant.
  • Second-generation processes are characterized by the fact that the recovery of the energy compounds produced in the thermal gasification unit is carried out in a separate unit (boiler burner, industrial process, gas engine, etc.).
  • a separate unit for example, boiler burner, industrial process, gas engine, etc.
  • Countercurrent fixed-bed technologies are characterized by inputs forming a dense bed in the reactor and moving vertically under the action of gravity. These processes accept high humidity levels and produce a tar-containing gas, which is formed during the pyrolysis stage.
  • the limitations of this technology are mainly related to poor hot spot control and poor heat and mass transfer efficiency.
  • the inputs are fed into the upper part of the reactor, and the air is fed into the intermediate zone with a diameter restriction.
  • the generated gas is cracked through the high-temperature oxidation zone, so that less tar is entrained.
  • this technology is also used for small plants and the main limitations of this technology are related to the risk of ash melting and the fact that the fuels must have a moisture content of less than 20%.
  • entrained bed technology is a process in which direct contact between the solid and the gas takes place. This is done in the presence of air or water at a high temperature (1200-1400 °C). This process requires extensive preparation of the inputs to be treated. In addition, this process requires significant CAPEX (process under high pressure and temperature).
  • the reactions are highly dependent on the environmental conditions. For example, high pressure is not conducive to steam gasification and the Boudouard reaction, but will favor the production of hydrocarbons.
  • Another example is related to temperature: the lower the operating temperature of the gasifier, the more tar is produced by internal tar cracking. Therefore, for a fixed-bed gasifier, the tar concentration for countercurrent operation is 10-150 g/Nm 3 of syngas, while the tar concentration for cocurrent operation is 0.01-6 g/Nm 3 .
  • gasification technology especially from organic raw material, faces the problem of syngas purity (the high presence of tar and other particles).
  • the operating parameters temperature, pressure, oxygen equivalence ratio, steam/fuel ratio
  • the operating parameters temperature, pressure, oxygen equivalence ratio, steam/fuel ratio
  • dolomite made it possible to reduce the tar content at the outlet of the first bed (pyrolysis) by up to 76% (DE ANDRES, 2011). As for the use of olivine, this made it possible to reduce tar by up to 98% (NAQVI; 2016).
  • dolomite seems more interesting than the use of dolomite, dolomite generates on average 5 times more polluting particles (notably NH 3 ) than olivine. Therefore, the use of olivine seems more judicious ( CORELLA, 2004 ; FREDRIKSSON et al, 2013 ; Olivine as tar removal catalyst in biomass gasification: Catalyst dynamics under model conditions.
  • the GoBiGas process process for producing methane from biomass gasification
  • LARSSON et al; 2015- The GoBiGas Project demonstration of the production of biomethane from biomass via gasification
  • Anton Larsson, Ingemar Gunnarsson, Freddy Tengberg; Götborg Energi AB Monitoring the bed material activation in the GoBiGas gasifier ) through the use of olivine and potassium carbonate (to activate the olivine) has produced methane without tar production ( Transformation and Release to the Gas Phase of Cl, K, and S during Combustion of Annual Biomass, 2004, Knudsen, Jensen, Dam-Johansen).
  • HERVY et al . (HERVY, 2019 ) studied the cracking of tar compounds (ethylbenzene and benzene). The cracking tests were carried out in a wide temperature range: cracking of ethylbenzene from 400 to 650°C, cracking of benzene from 850 to 950°C. Carrying out several cracking tests of ethylbenzene at 650°C showed that mesoporous catalysts are more resistant to coke (coal) deactivation than microporous catalysts ( HERVY, 2019 ).
  • AWAIS a cleaning unit
  • auxiliary filter a cleaning unit
  • an optimized cleaning system can reduce the concentration of tars in wood chips from 6,600 to 112 mg/Nm 3 ; or by using by-products (bio-oil and coal) as tar absorbents.
  • the carbon bed filter can remove up to 81.5% of the tar from the production gas at the start of the operation.
  • the invention aims to overcome the drawbacks of the prior art.
  • the invention aims to propose a system for producing synthesis gas and preferably intended for the production of hydrogen and/or synthetic natural gas, said system being less expensive economically and energetically, and making it possible to produce a synthesis gas free of pollutants while maximizing yields.
  • the invention aims to propose a new system for producing synthesis gas (preferably intended for the production of hydrogen, synthetic natural gas) making it possible to reduce the pollutants present in the gases produced, to maximize production yields while limiting the consumption of energy, resources and reducing the carbon footprint compared to existing solutions.
  • it is also an objective of the invention that the system can be integrated into various applications.
  • the invention further aims to propose a process for producing synthesis gas, said process making it possible to produce a synthesis gas free of pollutants economically, with little or no energy consumption and whose yields can be maximized.
  • the invention also aims to provide a system intended for the production of synthesis gas, preferably for the production of hydrogen and/or synthetic natural gas and preferably of decarbonized and/or recovered hydrogen and/or of decarbonized and/or recovered synthetic natural gas and a method for the production of synthesis gas, preferably of hydrogen and/or synthetic natural gas and more preferably of decarbonized and/or recovered hydrogen and/or of decarbonized and/or recovered synthetic natural gas.
  • the invention aims to overcome the disadvantages of the prior art.
  • the following presents a simplified summary of selected aspects, embodiments and examples of the present invention for the purpose of providing a basic understanding of the invention.
  • this summary does not constitute an exhaustive overview of all aspects, embodiments and examples of the invention. Its sole purpose is to present selected aspects, embodiments and examples of the invention in a concise form as an introduction to the more detailed description of the aspects, embodiments and examples of the invention which follow the summary.
  • the applicant has developed a new system capable of producing a synthesis gas.
  • a system makes it possible to avoid the use of fossil fuels and to reduce CO 2 emissions.
  • the system according to the invention makes it possible to improve the yields of syngas produced while improving its quality (i.e. purity). Thus, the quantity of pollutants is reduced.
  • such a system is suitable for industrial production and various applications.
  • the system equipment is less damaged (less subject to alterations, in particular corrosion).
  • the applicant has developed in particular a particular arrangement and sequence between the different reactors and separator and generator, which also makes it possible to reduce the need for resources.
  • the latter may optionally include a conversion means configured to convert hydrogen to ammonia and/or a cracking means configured to reduce tars.
  • the system may optionally include a cracking means configured to reduce tars.
  • the latter may optionally include a conversion step by a means for converting hydrogen into ammonia and/or a cracking step by a cracking means to reduce tars.
  • the latter may optionally include a cracking step by a cracking means to reduce the tars.
  • the invention also relates to a synthesis gas production unit comprising at least one system intended for the production of synthesis gas according to the invention.
  • the invention also relates to the use of a system for the production of synthesis gas according to the invention in the production of electricity, in the production of hydrogen, in the production of synthetic natural gas, in the production of methane, in the production of ammonia, in the production of steam, in the production of heat, in the production of substitute fuel, in the recovery of CO 2 (preferably from biomass), in the production of methanol, in electrical networks, in transport, in fuel cells, in industrial production (for example, fine or basic chemistry such as for hydrogenation reactions).
  • supply or “receive” may correspond to a direct (without intermediary) or indirect (with intermediary, for example, means of regulation and/or control such as a sensor, valve, pump) cooperation between two elements.
  • intermediary for example, means of regulation and/or control such as a sensor, valve, pump
  • an output that supplies an input should be understood as the fact that said output cooperates with said input so as to allow a transfer.
  • a transfer may be a fluid or solid transfer.
  • decarbonized can be interpreted as free of carbon of fossil origin.
  • decarbonized we mean hydrogen and/or synthetic natural gas preferably derived from biomass.
  • recovery may be interpreted as hydrogen and/or synthetic natural gas produced from CSR.
  • polystyrene-free or “pollutant-reduced” may be used to be defined as less than 1% by mass of pollutant present in the gas produced (synthesis gas, hydrogen, methane, ammonia).
  • the invention proposes to take into consideration the disadvantages of the prior art which may occur during the production of synthesis gas and during the production of gas such as hydrogen and/or ammonia and/or synthetic natural gas such as methane.
  • the invention proposes a new system for the production of synthesis gas, a new system for the production of hydrogen, a new system for the production of ammonia, a new system for the production of synthetic natural gas, making it possible to reduce the pollutants present in the gases produced, to maximize production yields while limiting the consumption of energy, resources and reducing the carbon footprint compared to existing solutions.
  • the invention proposes a particular combination of elements and a particular arrangement of the elements of said system for the production of gas and the selected inputs.
  • the invention relates in a first aspect to a system for the production of synthesis gas , preferably a system for producing synthesis gas and more preferably to a system designed for the production of synthesis gas and even more preferably to a system specifically designed for the production of synthesis gas.
  • a system for the production of synthesis gas preferably a system for producing synthesis gas and more preferably to a system designed for the production of synthesis gas and even more preferably to a system specifically designed for the production of synthesis gas.
  • Such a system can be illustrated in connection with the or 2.
  • a system 100 intended for the production of synthesis gas comprises at least one first dense fluidized bed reactor 10, at least one second dense fluidized bed reactor 11, at least one circulating fluidized bed reactor 12, at least one separator 13, at least one steam generator 30.
  • the system 100 intended for the production of synthesis gas can be configured so that the at least one first dense fluidized bed reactor 10, the at least one second dense fluidized bed reactor 11, the at least one circulating fluidized bed reactor 12 are distinct (separable) or inseparable (integrated forming a single element, for example concentrically).
  • At least one first dense fluidized bed reactor 10, at least one second dense fluidized bed reactor 11, at least one circulating fluidized bed reactor 12, at least one separator 13 comprise an inner wall and an outer wall.
  • An outer wall is by definition oriented towards the outside, the outside of the reactor and the separator, as opposed to an inner wall.
  • an inner wall is configured to be covered by a refractory lining.
  • a refractory lining makes it possible to resist the constraints of the environment (for example temperature or erosion). For example, it could be a steel and/or concrete coating.
  • a system according to the invention may comprise at least one first dense fluidized bed reactor 10.
  • a system according to the invention may comprise at most 9 first dense fluidized bed reactors 10.
  • a system according to the invention may comprise a number of first dense fluidized bed reactors 10 ranging from 1 to 9.
  • At least one first dense fluidized bed reactor 10 may comprise an inlet 1 for non-oxidizing fluid.
  • An inlet may be adapted to supply the first dense fluidized bed reactor 10 with non-oxidizing fluid.
  • At least one first dense fluidized bed reactor 10 may be adapted to be fluidized with steam, preferably with water vapor.
  • the at least one first dense fluidized bed reactor 10 may be configured to be fluidized with a mixture of steam and recycled syngas, preferably water vapor and recycled syngas. By recycled syngas, it should be understood that the syngas produced by the system according to the invention may be partly recovered and reinjected into said system.
  • At least one first dense fluidized bed reactor 10 may be configured to include a raw material inlet 2.
  • a raw material may be selected from inputs having at least 30% carbon.
  • it may be biomass, CSR (solid recovered fuel), waste and/or wood by-products.
  • a wood by-product may, for example, be selected from scrap, bark, related (thinnings) forestry operations, wood chips, vine stocks, orchards, oaths, woody biomass, grape marc, sawmill waste, furniture waste.
  • the raw material may be selected from inputs having a moisture content of less than or equal to 40%. This makes it possible to avoid the use of fossil fuels.
  • At least one first dense fluidized bed reactor 10 may for example be a pyrolysis and/or drying reactor, preferably a pyrolysis reactor.
  • the at least one first dense fluidized bed reactor 10 makes it possible to carry out a pyrolysis reaction releasing a first pyrolysis fluid or gas from the raw material.
  • the at least one first dense fluidized bed reactor may be configured to carry out drying (evaporation of water) of the raw material.
  • the at least one first dense fluidized bed reactor may be configured to carry out simultaneously a pyrolysis reaction and drying.
  • the at least one first dense fluidized bed reactor is configured to carry out a pyrolysis reaction of raw materials. Pyrolysis makes it possible to extract moisture, volatiles and pollutants.
  • the at least one first dense fluidized bed reactor can be configured to support (i.e. implement, allow) a raw material pyrolysis reaction in a non-oxidizing medium.
  • the at least one first dense fluidized bed reactor 10 may be configured to comprise an outlet 5 for the first fluid.
  • An outlet 5 may be configured to discharge a first fluid from the first reactor.
  • An outlet 5 may be configured to supply a first fluid to an inlet 6 of the circulating fluidized bed reactor 12.
  • a first fluid may be selected from pyrolysis gases.
  • the composition of the pyrolysis gases may vary depending on the raw material.
  • the pyrolysis gases may, for example, comprise sulfur, chlorine, ethylene, nitrogen, nitrogen, hydrogen sulfide, water vapor, hydrochloric acid, carbon dioxide, methane.
  • the at least one first dense fluidized bed reactor 10 can be configured to evacuate the pyrolysis gases and the water vapor by means of an outlet 5, preferably to an inlet 6 of the at least one circulating fluidized bed reactor 12.
  • the system does not comprise a means for cooling the pyrolysis gases between the at least one first dense fluidized bed reactor 10 and the at least one circulating bed reactor 12. This allows for an absence of condensation of the tars.
  • the at least one first reactor 10 makes it possible to evacuate pollutants formed during the pyrolysis reaction of the raw material, but also moisture and volatiles. In addition, this allows a thermal input of the at least one circulating fluidized bed reactor 12. In addition, it allows for material and heat exchanges between the different reactors, reducing resource requirements.
  • the at least one first dense fluidized bed reactor 10 may be configured to comprise an outlet 3 for pyrolyzed solids.
  • An outlet 3 may be configured to supply pyrolyzed solids to an inlet 4 of the at least one second dense fluidized bed reactor 11.
  • the solids may be selected from pyrolyzed raw material, preferably pyrolyzed biomass, fluidization media, char (also called fixed carbon), and/or ash. This allows for material exchanges and heat exchanges between the different reactors.
  • the at least one first reactor 10 can be configured to supply pyrolyzed solid materials to the at least one second dense fluidized bed reactor 11 and/or to supply a first fluid to the at least one circulating fluidized bed reactor 12.
  • the at least one first dense fluidized bed reactor can be configured to supply pyrolyzed raw material, and/or fluidization media and/or char and/or ash to the at least one second dense fluidized bed reactor 11 and/or to supply pyrolysis gas to the at least one circulating fluidized bed reactor 12.
  • At least one first dense fluidized bed reactor 10 may be configured to comprise a fluidization media inlet 7.
  • a fluidization media inlet 7 may be configured to supply the first dense fluidized bed reactor 10 with fluidization media.
  • a fluidization media may for example comprise sand, nickel, dolomite and/or olivine. This makes it possible to reduce the formation of hydrocarbons and in particular tar which forms during the pyrolysis reaction.
  • the system being configured to allow circulation of the fluidization media, this allows exchanges of materials and heat exchanges between the different reactors.
  • a fluidization media inlet 7 may be configured to receive the fluidization media from an outlet 8 of the at least one separator 13.
  • the at least one first dense fluidized bed reactor 10 may be configured to operate at a temperature ranging from 350°C to 550°C. This makes it possible to influence both the quantity and the quality of the carbon sent to the at least one second dense fluidized bed reactor 11. Indeed, a high temperature reduces the quantity, but improves the quality while a lower temperature increases the quantity, but increases the risk of pollutants in the char.
  • the at least one first dense fluidized bed reactor 10 makes it possible to retain a maximum of usable material while ensuring the removal of undesirable molecules while allowing exchanges of materials and heat exchanges between reactors.
  • a system according to the invention may comprise at least one second dense fluidized bed reactor 11.
  • a system according to the invention may comprise at most 9 second dense fluidized bed reactors 11.
  • a system according to the invention may comprise a number of second dense fluidized bed reactors 11 ranging from 1 to 9.
  • At least one second dense fluidized bed reactor 11 may comprise a non-oxidizing fluid inlet 9.
  • a non-oxidizing fluid inlet 9 may be configured to supply the second dense fluidized bed reactor 11 with non-oxidizing fluid.
  • At least one second dense fluidized bed reactor 11 may be configured to be fluidized with steam, preferably with water vapor.
  • the at least one second dense fluidized bed reactor 11 may be configured to be fluidized with a mixture of steam and recycled syngas, preferably water vapor and recycled syngas.
  • At least one second dense fluidized bed reactor 11 may be configured to comprise a pyrolyzed solids inlet 4.
  • a pyrolyzed solids inlet 4 may be configured to receive pyrolyzed solids.
  • an inlet 4 may be configured to receive pyrolyzed raw materials and/or fluidization media and/or chars and/or ash, preferably from the at least one first dense fluidized bed reactor 10 and preferably from the outlet 3 of the at least one first dense fluidized bed reactor 10. This allows material exchanges and heat exchanges between the different reactors.
  • At least one second dense fluidized bed reactor 11 may for example be a gasification reactor.
  • a second dense fluidized bed reactor makes it possible to implement a gasification reaction, preferably a steam-gasification reaction, releasing a synthesis gas.
  • at least one second dense fluidized bed reactor 11 may be configured to comprise a synthesis gas outlet 15.
  • a synthesis gas may comprise carbon monoxide, hydrogen, and water vapor.
  • a synthesis gas may comprise traces of CO 2 . Indeed, thanks to the implementation of a controlled endothermic pyrolysis of raw material, preferably from biomass, in a non-oxidizing medium and a steam-gasification reaction of the pyrolyzed raw material (preferably pyrolyzed biomass) in a non-oxidizing medium, very little CO 2 is formed.
  • the fixed carbon is converted into carbon monoxide and hydrogen (water gas reaction).
  • the risk of producing tars associated with this vapour-gasification is very low, because the tars are rather formed in the at least one first dense fluidized bed reactor 10 configured to implement a pyrolysis reaction.
  • the at least one second dense fluidized bed reactor 11 is configured to gasify all or part, preferably all, of the fixed carbon.
  • the at least one second dense fluidized bed reactor 11 is configured to implement a gasification reaction, preferably steam-gasification of pyrolyzed solid materials.
  • the at least one second dense fluidized bed reactor 11 may be configured to discharge a synthesis gas.
  • the at least one second dense fluidized bed reactor 11 may be configured to supply fluidization media to the at least one circulating fluidized bed reactor 12.
  • the at least one second dense fluidized bed reactor may be configured to implement a gasification reaction, preferably steam-gasification in a non-oxidizing medium, preferably of pyrolyzed solid materials.
  • the at least one second dense fluidized bed reactor 11 may be configured to discharge a synthesis gas, preferably resulting from a steam-gasification reaction in a non-oxidizing medium of pyrolyzed solid materials.
  • the at least one second dense fluidized bed reactor 11 may be configured to operate at a temperature ranging from 800°C to 1000°C. This allows a water gas reaction to be carried out, a reaction between carbon and water vapor generating carbon monoxide and hydrogen. This also allows a synthesis gas to be obtained comprising very few pollutants. (sulfur and chlorine compounds)
  • At least one second dense fluidized bed reactor 11 may be configured to comprise a discharge device.
  • a discharge device may, for example, correspond to a siphon. This makes it possible to maximize the retention of the char (fixed carbon) in the at least one second dense fluidized bed reactor 11. Indeed, since the gasification reaction, and more particularly the vapo-gasification reaction, is slow, this makes it possible to increase the residence time in the at least one second dense fluidized bed reactor 11. This also makes it possible to improve the efficiency of the at least one circulating fluidized bed reactor 12.
  • At least one second dense fluidized bed reactor 11 may be configured to supply fluidization media to the at least one circulating fluidized bed reactor 12.
  • the at least one second dense fluidized bed reactor 11 may be configured to comprise a fluidization media outlet 16.
  • a fluidization media outlet 16 may be configured to supply fluidization media to the at least one circulating fluidized bed reactor 12. This allows for material exchanges and heat exchanges between the different reactors. In addition, the fluidization media also allows for tar formation to be reduced.
  • At least one second dense fluidized bed reactor 11 may be configured to include a fluidization media inlet 17.
  • a fluidization media inlet 17 may be configured to supply fluidization media to the second dense fluidized bed reactor 11.
  • a fluidization media inlet 17 may be configured to receive fluidization media from an outlet 8 of the at least one separator 13.
  • a system according to the invention may comprise at least one circulating fluidized bed reactor 12.
  • a system according to the invention may comprise at most 9 circulating fluidized bed reactors 12.
  • a system according to the invention may comprise a number of circulating fluidized bed reactors 12 ranging from 1 to 9.
  • the at least one circulating fluidized bed reactor 12 may be configured to comprise an oxidizing fluid inlet 18.
  • An oxidizing fluid inlet 18 may be configured to supply the circulating fluidized bed reactor 12 with oxidizing fluid.
  • At least one circulating fluidized bed reactor 12 may be configured to be fluidized with air, preferably in the presence of oxygen and more preferably in the presence of oxygen and little or no water (trace).
  • the at least one circulating fluidized bed reactor 12 may be configured to be a combustion (i.e. oxidation) reactor.
  • the at least one circulating fluidized bed reactor may be configured to implement a combustion reaction and preferably a combustion reaction in an oxidizing medium and more preferably a combustion of the pyrolysis gases in an oxidizing medium.
  • the oxidation of the pyrolysis gases makes it possible to use the pyrolysis gases on the one hand and to reduce the cost of flue gas treatment on the other hand.
  • the oxidation of the pyrolysis gases makes it possible to provide an energy source to the system 100 intended for the production of syngas.
  • Combustion allows the heating of the solids by direct contact.
  • the at least one circulating fluidized bed reactor 12 can be configured to operate at a temperature ranging from 900 to 1200°C. Combustion therefore simultaneously ensures the oxidation reaction of the pyrolysis gas and the heat transfer, preferably to the fluidization medium.
  • the at least one second circulating fluidized bed reactor is configured to implement an oxidation reaction of a first fluid and to supply fluidization media and fumes to the at least one separator.
  • the at least one circulating fluidized bed reactor 12 may be configured to include a fluidization media inlet 21.
  • a fluidization media inlet 21 may be configured to receive the fluidization media, preferably from the outlet 16 of the second dense fluidized bed reactor. This allows for material exchanges and heat exchanges between the different reactors.
  • the at least one circulating fluidized bed reactor 12 may be configured to comprise an inlet 6 for the pyrolysis gases, preferably from the outlet 5 of the first dense fluidized bed reactor 10. This allows the gases to be supplied to the circulating fluidized bed reactor to carry out the combustion reaction, preferably in an oxidizing medium.
  • the at least one circulating fluidized bed reactor 12 may be configured to comprise a fluidization media outlet 19.
  • a fluidization media outlet 19 may be configured to supply fluidization media and/or ash and/or fumes to the at least one separator 13. More specifically, an outlet 19 may be configured to supply an inlet 20 of the separator 13.
  • the fumes may correspond to fumes resulting from combustion.
  • the fumes may comprise N 2 , CO 2 , H 2 O, O 2 , SO 2 , and HCl. This makes it possible to evacuate pollutants.
  • oxidation of pyrolysis gases in a circulating fluidized bed makes it possible to balance the quantities of heat absorbed by the reactions of the system intended for the production of syngas.
  • the heat balance is surplus.
  • the excess heat makes it possible to lower the pyrolysis temperature (ranging from 350 °C to 550 °C).
  • This excess energy has the effect of adding a portion of volatile substances to the fixed carbon of the raw material, thus increasing the total production and therefore the yields.
  • the increase in a fraction of volatile matter makes it possible to reduce the risk of tar formation, as does the use of the fluidization medium.
  • the at least one circulating fluidized bed reactor 12 may be configured to comprise a fluidization media inlet 27.
  • a fluidization media inlet 27 may be configured to supply the at least one circulating fluidized bed reactor 12 with fluidization media.
  • a fluidization media inlet 27 may be configured to receive the fluidization media from an outlet 8 of the at least one separator 13.
  • a system according to the invention may comprise at least one separator 13.
  • a system according to the invention may comprise at most 9 separators 13.
  • a system according to the invention may comprise a number of separators 13 ranging from 1 to 9.
  • the at least one separator 13 is configured to separate the solids from the gases.
  • the at least one separator 13 is configured to separate the fluidization medium from the fumes.
  • the at least one separator can be configured to comprise an inlet 20 for the fluidization medium.
  • An inlet 20 for the fluidization medium can be configured to receive the fluidization medium and/or the fumes, preferably from the outlet 19 of the at least one circulating fluidized bed reactor 12.
  • the at least one separator 13 may be configured to supply fluidization media to the at least one first dense fluidized bed reactor 10 and/or the at least one second dense fluidized bed reactor 11, and/or the at least one circulating fluidized bed reactor 12.
  • the at least one separator 13 may be configured to comprise at least one fluidization media outlet 8.
  • the at least one separator 13 may be configured to be coupled with at least one distributor 14.
  • the at least one separator and the at least one distributor may be configured to be arranged in a dissociable or inseparable manner.
  • the at least one separator 13 is configured to cooperate, preferably to communicate preferably mechanically with the at least one distributor 14. This communication allows a transfer of the fluidization media from the separator to the distributor.
  • the at least one distributor 14 may be configured to distribute the fluidization medium preferably between the at least one first dense fluidized bed reactor 10 and/or the at least one second dense fluidized bed reactor 11, and/or the at least one circulating fluidized bed reactor 12.
  • a system according to the invention is configured to comprise as many separators as distributors.
  • the at least one separator 13 may be configured to supply fluidization media to at least one distributor 14.
  • At least one distributor 14 may be configured to comprise at least one fluidization media inlet 23.
  • a fluidization media inlet 23 may be configured to receive the fluidization media, preferably from the outlet 8 of the at least one separator 13.
  • At least one distributor 14 may be configured to comprise at least one fluidization media outlet 24.
  • a fluidization media outlet 24 may be configured to supply fluidization media to the at least one first dense fluidized bed reactor 10, the at least one second dense fluidized bed reactor 11 and/or the at least one circulating fluidized bed reactor 12.
  • the at least one distributor 14 is configured to comprise a fluidization media outlet 24 for each reactor of the system.
  • a distributor may be configured to comprise an outlet 24 configured to supply fluidization media to an inlet 7 of the at least one first dense fluidized bed reactor.
  • a distributor may be configured to comprise an outlet 24 configured to supply fluidization media to an inlet 17 of the at least one second dense fluidized bed reactor.
  • a distributor may be configured to comprise an outlet 24 configured to supply fluidization media to an inlet 27 of the at least one circulating fluidized bed reactor.
  • a fluidization media inlet 7 of the at least one first dense fluidized bed reactor may be configured to receive the fluidization media from an outlet 24 of the at least one distributor 14.
  • a fluidization media inlet 17 of the at least one second dense fluidized bed reactor may be configured to receive the fluidization media from an outlet 24 of the at least one distributor 14.
  • a fluidization media inlet 27 of the at least one circulating fluidized bed reactor may be configured to receive the fluidization media from an outlet 24 of the at least one distributor 14.
  • the at least one distributor is configured to comprise a control means configured to be arranged at the at least one outlet 24.
  • a control means may for example correspond to a needle valve and/or metering screw and/or discharge means.
  • a distributor may be configured to comprise a control means arranged at each of the outlets 24, preferably arranged at an outlet 24 configured to supply fluidization media to a fluidization media inlet 7 of the at least one first dense fluidized bed reactor and at an outlet 24 configured to supply fluidization media to a fluidization media inlet 17 of the at least one second dense fluidized bed reactor and at an outlet 24 configured to supply fluidization media to a fluidization media inlet 27 of the at least one circulating fluidized bed reactor 12.
  • a control means makes it possible to regulate the fluidization media as a function of the quantity of fluidization media in each reactor and/or as a function of the temperature of each reactor. This allows for better resource management and better system efficiency.
  • the at least one separator 13 may further be configured to supply fumes to at least one steam generator 30.
  • a steam generator may be configured to generate steam from the fumes.
  • a steam generator may, for example, correspond to a heat recovery boiler.
  • a separator may be configured to comprise at least one fume outlet 22.
  • a fume outlet 22 may be configured to supply fumes to at least one steam generator 30.
  • a steam generator 30 may be configured to supply non-oxidizing fluid (preferably water vapor) to the at least one dense fluidized bed reactor 10 and the at least one second dense fluidized bed reactor.
  • a steam generator may be configured to supply non-oxidizing fluid (preferably water vapor) to an inlet 1 of the at least one dense fluidized bed reactor 10.
  • a steam generator may be configured to supply non-oxidizing fluid (preferably water vapor) to an inlet 9 of the at least one dense fluidized bed reactor 11.
  • a steam generator 30 makes it possible to reduce the overall energy consumption.
  • a steam generator may be configured to supply steam to the distributor 14 in order to fluidize it.
  • a system 100 according to the invention intended for the production of syngas allows a reduction in energy consumption, a reduction in the need for fossil raw materials, a reduction in the carbon footprint, particularly in the syngas production industry.
  • a system intended for the production of syngas according to the invention makes it possible to combine dense and circulating fluidized bed technologies.
  • the combination of these two technologies makes it possible to set up a staged pyrolysis divided into three stages: pyrolysis (temperature below 550°C), gasification (steam gasification) (temperature approximately 850°C) and oxidation by a sequence and a particular arrangement of the dense and circulating fluidized beds.
  • This allows circulation of the fluidization medium allowing exchanges of materials and heat between the different beds (reactors).
  • this also makes it possible to increase yields and reduce pollutants.
  • the quality of the syngas obtained is improved.
  • the invention relates to at least one system for the production of gas , preferably for the production of hydrogen and/or ammonia and/or synthetic natural gas, preferably for the production of decarbonized and/or recovered hydrogen and/or for the production of decarbonized and/or recovered synthetic natural gas.
  • a synthetic natural gas may for example comprise methane.
  • a system for the production of hydrogen and/or ammonia and/or synthetic natural gas may be configured to comprise a system for the production of synthesis gas according to the invention.
  • a system for the production of hydrogen and/or synthetic natural gas according to the invention may comprise a filtration means .
  • a filtration means may for example correspond to ceramic candles or metallic frits.
  • a filtration means may be configured to filter the synthesis gas.
  • a filtration means makes it possible to reduce dust (ash and fluidization media that have undergone attrition) that may persist in the synthesis gas produced. This makes it possible to further improve the purity of the gas to be produced (hydrogen and/or ammonia and/or synthetic natural gas, preferably methane).
  • a system for the production of hydrogen and/or synthetic natural gas may comprise a cracking means , preferably regenerative thermal cracking.
  • a cracking means may be configured to reduce/convert tars into shorter carbon chain molecules. This further improves the purity of the gas produced.
  • a cracking means may for example be selected from: a thermal device, preferably an electrical resistance device, and/or an oxygen injection device, and/or a scrubbing device.
  • a system for the production of hydrogen and/or synthetic natural gas may comprise a means for converting carbon monoxide .
  • a means for converting carbon monoxide may be configured to implement a WGS (water gas shift) type reaction.
  • a means for converting carbon monoxide may be configured to comprise an inlet configured to supply water vapor to the means for converting carbon monoxide. This makes it possible to provide excess moisture to the synthesis gas.
  • a means for converting carbon monoxide comprises a catalyst.
  • a catalyst may correspond to a so-called high temperature (HTS) catalyst as opposed to low temperature (LTS) catalysts.
  • a catalyst is preferably configured to tolerate impurities, for example up to 50 ppm of sulfur compound.
  • a catalyst may be configured to hydrolyze HCN-type compounds to convert them into NH 3 and CO compounds. This also makes it possible to favor the reactants of the means for converting carbon monoxide.
  • a conversion method also allows carbon monoxide and water vapor to be converted into carbon dioxide and hydrogen. This also increases efficiency.
  • a system for the production of hydrogen and/or synthetic natural gas may comprise a condensation means .
  • a condensation means may, for example, correspond to a hydroejector.
  • a condensation means may be configured so that the NH 3 and HCl molecules are trapped by water. This makes it possible to increase the purity of the hydrogen and/or synthetic natural gas by removing the NH 3 and HCl compounds.
  • such a condensation means makes it possible to concentrate the proportions of CO 2 and H 2 .
  • the system for the production of hydrogen and/or synthetic natural gas may comprise an additional filtration means configured to filter out residual undesirable compounds and thus improve the purity and yield of the hydrogen and/or synthetic natural gas produced.
  • this may be an activated carbon filter.
  • a system for the production of hydrogen and/or synthetic natural gas may comprise a compression means .
  • a compression means may, for example, correspond to a gas compressor. This makes it possible to compress the hydrogen and/or synthetic natural gas to a predetermined pressure.
  • a system intended for the production of hydrogen may comprise a purification means .
  • a purification means may for example correspond to a PSA (for Pressure Swing Adsorption in English terminology).
  • a purification means may be configured to separate hydrogen from other molecules, for example CO 2 , CO, H 2 O.
  • a purification means may be configured to separate the hydrogen produced and obtain hydrogen, preferably decarbonized and/or recovered hydrogen.
  • a system for the production of hydrogen and/or synthetic natural gas according to the invention allows, for example, the production of hydrogen and/or synthetic natural gas (preferably methane) while reducing the need for energy, fossil raw materials and CO2 emissions. In addition, this makes it possible to increase yields while reducing pollutants and tars.
  • hydrogen and/or synthetic natural gas preferably methane
  • a system for producing hydrogen according to the invention may comprise a conversion means .
  • a conversion means may, for example, correspond to a reactor, preferably a reactor equipped with at least one catalyst.
  • a conversion means may be configured to convert hydrogen into ammonia.
  • it may be a nitrogen hydrogenation reaction, a plasma technology by hydride reaction (of the BaHN type).
  • a catalyst may be selected from iron, nickel, aluminum oxide and/or potassium nitrate. This makes it possible to store and transport hydrogen in the form of ammonia more easily. In addition, this also makes it possible to produce ammonia that is available for various applications and whose production system has the same effects and advantages.
  • a system for the production of synthetic natural gas and preferably a system for the production of decarbonized and/or recovered synthetic natural gas and preferably methane according to the invention may comprise a methanation means.
  • a methanation means may for example correspond to a catalytic reactor or a biological reactor.
  • a methanation means may be configured to convert hydrogen and/or carbon dioxide into synthetic natural gas and preferably into methane. This makes it possible to produce synthetic natural gas in a clean manner and of improved quality which is available for various applications and whose production system has the same effects and advantages.
  • the invention relates to a process for the production of synthesis gas , preferably a process for the production of synthesis gas, more preferably a process for the production of synthesis gas.
  • a method 200 intended for the production of synthesis gas is capable of being implemented by a system 100 intended for the production of synthesis gas according to the invention, preferably, a method 200 intended for the production of synthesis gas is implemented by a system 100 intended for the production of synthesis gas according to the invention.
  • a process 200 intended for the production of synthesis gas may comprise a pyrolysis step 220, a gasification step 230, preferably vapo-gasification, a combustion step 240, a heat transfer step 250, a steam generation step 260.
  • a process 200 for the production of synthesis gas may comprise a drying step 210.
  • a drying step may be carried out by at least one first dense fluidized bed reactor 10.
  • the drying step may be carried out simultaneously with a pyrolysis step 220.
  • a drying step makes it possible to dry and therefore reduce the humidity of the raw material in the first dense fluidized bed reactor.
  • a process 200 for producing synthesis gas may comprise a pyrolysis step 220 from raw material, preferably in a first dense fluidized bed reactor 10.
  • a pyrolysis reaction makes it possible to form first fluids and pyrolyzed solids, preferably pyrolysis gases and pyrolyzed solids.
  • the pyrolysis step 220 is an endothermic pyrolysis step.
  • the pyrolysis step is preferably carried out in a non-oxidizing medium, preferably in the presence of water vapor.
  • the pyrolysis step may be carried out at a temperature less than or equal to 550°C.
  • the pyrolysis step may be carried out at a temperature greater than or equal to 300°C.
  • the pyrolysis step may be carried out at a temperature ranging from 300°C to 550°C.
  • the pyrolysis step can be carried out in a time ranging from 0.1 seconds to 10 seconds, preferably in less than 5 seconds.
  • a process 200 for the production of synthesis gas may comprise a gasification step 230 , preferably steam gasification, in a second dense fluidized bed reactor 11 from the pyrolyzed solids so as to form a synthesis gas.
  • a gasification step may comprise a conversion of fixed carbon into carbon monoxide and hydrogen.
  • a gasification step makes it possible to form a synthesis gas.
  • the gasification step is preferably carried out in a non-oxidizing medium, preferably in the presence of water vapor.
  • the gasification step can be carried out at a temperature less than or equal to 1000°C.
  • the gasification step can be carried out at a temperature greater than or equal to 850°C.
  • the gasification step can be carried out at a temperature ranging from 850°C to 1000°C.
  • the gasification step can be carried out for a duration ranging from 1 minute to 60 minutes, preferably in less than 45 minutes.
  • a method 200 for the production of synthesis gas may comprise a combustion step 240 preferably in a fluidized bed reactor 12 circulating from the first fluid and preferably from the pyrolysis gases so as to generate thermal energy and fumes.
  • the combustion step further allows oxidation of the pyrolysis gases.
  • the combustion step is preferably carried out in an oxidizing medium, preferably in the presence of air.
  • the combustion step comprises a direct heat exchange between the fumes resulting from the combustion and the fluidization medium.
  • the combustion step may be carried out at a temperature greater than or equal to 900°C.
  • the combustion step may be carried out at a temperature less than or equal to 1200°C.
  • the combustion step may be carried out at a temperature ranging from 900°C to 1200°C.
  • the combustion step may be carried out for a duration ranging from 0.5 seconds to 4 seconds, preferably in less than 2 seconds.
  • a process 200 for the production of synthesis gas may comprise a heat transfer step 250 preferably from a fluidization medium between the at least one separator 13 and the first dense fluidized bed reactor and/or the second dense fluidized bed reactor and/or the third circulating fluidized bed reactor.
  • a process 200 for the production of synthesis gas may comprise a heat transfer step 250 by at least one separator preferably from a fluidization medium between the at least one separator 13 and a distributor and/or the first dense fluidized bed reactor and/or the second dense fluidized bed reactor and/or the third circulating fluidized bed reactor.
  • the heat transfer step comprises the circulation of the fluidization medium through the at least one separator, and/or the at least one first dense fluidized bed reactor and/or the at least one second dense fluidized bed reactor and/or the at least one circulating fluidized bed reactor.
  • the heat transfer step comprises the circulation of the fluidization medium through the at least one separator, and/or the at least one distributor and/or the at least one first dense fluidized bed reactor and/or the at least one second dense fluidized bed reactor and/or the at least one circulating fluidized bed reactor.
  • a step of circulating the fluidization medium may comprise a regulation step, preferably of regulating the fluidization medium.
  • a regulation step may preferably be implemented by a control means, preferably of the needle valve type and/or metering screw and/or discharge means. More particularly, a step of circulating the fluidization medium can be regulated by a control means through the at least one first dense fluidized bed reactor and/or the at least one second dense fluidized bed reactor and/or the at least one circulating fluidized bed reactor. This allows a distribution of the fluidization medium. Advantageously, this allows a regulated distribution of the fluidization medium. In addition, this makes it possible to ensure a heat exchange and therefore to reduce the resource requirement.
  • a method 200 intended for the production of synthesis gas may comprise a step of generating steam 260 from the fumes, preferably by a steam generator 30.
  • a steam generation step 260 makes it possible to generate steam, preferably water vapor.
  • a steam generation step may comprise a step of supplying steam to the at least one first dense fluidized bed reactor.
  • a steam generation step may comprise a step of supplying steam to the at least one second dense fluidized bed reactor. This makes it possible to ensure a non-oxidizing environment within the at least one first dense fluidized bed reactor and/or the at least one second dense fluidized bed reactor.
  • the method may comprise a step of injecting into the at least one first dense fluidized bed reactor and/or the second dense fluidized bed reactor 11 a mixture of recycled steam and syngas, preferably water vapor and recycled syngas.
  • a mixture of recycled steam and syngas preferably water vapor and recycled syngas.
  • steps and therefore the process for the production of syngas make it possible to obtain clean syngas, while minimizing energy consumption.
  • such a process makes it possible to reduce the carbon footprint.
  • a process according to the invention also makes it possible to avoid the use of fossil fuels.
  • it makes it possible to increase yields and reduce pollutants and therefore to increase the quantity and quality of syngas.
  • the invention relates to a process for the production of gas , preferably for the production of hydrogen and/or synthetic natural gas and more preferably for the production of decarbonized and/or recovered hydrogen and/or decarbonized and/or recovered synthetic natural gas.
  • a method intended for the production of hydrogen is capable of being implemented by a system intended for the production of hydrogen according to the invention, preferably implemented by a system intended for the production of hydrogen according to the invention.
  • a method for the production of synthetic natural gas is capable of being implemented by a system for the production of synthetic natural gas, preferably implemented by a system for the production of synthetic natural gas according to the invention.
  • a process for the production of hydrogen and/or synthetic natural gas may comprise a process for the production of a synthesis gas according to the invention.
  • a process for the production of hydrogen and/or synthetic natural gas may include a filtration step, preferably by a synthesis gas filtration means. This makes it possible to reduce dust (ash and fluidization media that have undergone attrition) that may persist in the synthesis gas produced. This makes it possible to further improve the purity of the gas to be produced (hydrogen and/or ammonia and/or synthetic natural gas, preferably methane).
  • a process for the production of hydrogen and/or synthetic natural gas may comprise a cracking step, preferably regenerative thermal cracking, by a cracking means. Such a step may comprise a step of heating the synthesis gas, preferably filtered synthesis gas. A cracking step may also comprise a step of cooling the synthesis gas, preferably filtered and heated synthesis gas.
  • a process for the production of hydrogen and/or synthetic natural gas may comprise a step of enriching (WGS) the synthesis gas, preferably by means of converting carbon monoxide.
  • WGS enriching
  • Such a step may comprise a step of supplying steam, preferably water vapor. This allows excess moisture in the synthesis gas.
  • a process for the production of hydrogen and/or synthetic natural gas may comprise a condensation step , preferably by condensation means.
  • a process for the production of hydrogen and/or synthetic natural gas may comprise a compression step, preferably by a compression means.
  • a process for the production of hydrogen may comprise a purification step by a purification means for separating (purifying) the hydrogen and obtaining hydrogen, preferably decarbonized and/or recovered hydrogen.
  • a purification step may comprise a PSA in the production of hydrogen.
  • the hydrogen production process may comprise a conversion step , by a means of converting hydrogen into ammonia.
  • a conversion step makes it possible to obtain decarbonized and/or recovered ammonia.
  • a process for producing synthetic natural gas may comprise a methanation step , by a methanation means to convert hydrogen and/or carbon dioxide into synthetic natural gas, preferably methane.
  • a process for producing synthesis gas and/or hydrogen and/or synthetic natural gas according to the invention allows the production of synthesis gas, hydrogen, ammonia or synthetic natural gas, preferably clean methane, with high efficiency. Furthermore, a process for producing synthesis gas and/or hydrogen and/or synthetic natural gas according to the invention makes it possible to reduce the need for resources (energy and fossils). A process for producing synthesis gas and/or hydrogen and/or synthetic natural gas thus makes it possible to participate in the decarbonization of industry, for example, to reduce the need for resources of fossil origin, to reduce CO 2 emissions.
  • a process for producing synthesis gas and/or hydrogen and/or synthetic natural gas according to the invention allows the production of hydrogen, synthesis gas, ammonia, synthetic natural gas, preferably clean methane, with high efficiency and low resource consumption. Furthermore, the quantities produced are sufficient to be used directly. In fact, thanks to the invention, yields are improved.
  • the invention relates to the use of a system for the production of synthesis gas according to the invention in the production of electricity, in the production of hydrogen, in the production of synthetic natural gas, in the production of methane, in the production of ammonia, in the production of steam, in the production of heat, in the production of substitute fuel, in the recovery of CO 2 (preferably from biomass), in the production of methanol, in electrical networks, in transport, in fuel cells, in industrial production (for example, fine or basic chemistry such as for hydrogenation reactions) .
  • Such use avoids the use of fossil fuels. Furthermore, such use reduces the carbon footprint and promotes the ecological transition. Furthermore, such use reduces the need for resources.
  • such a system according to the invention intended for the production of synthesis gas may be more particularly intended for and preferably designed for and more preferably specifically designed for or even for the production of at least one substitute fuel for transport and/or the generation of electricity.
  • Transport can be road transport, naval transport and/or aeronautical transport.
  • Electricity generation can, for example, include a generator.
  • the invention relates to a synthesis gas production unit comprising at least one system for producing synthesis gas according to the invention.
  • a unit is not limited by the number of systems for producing synthesis gas. However, a unit may be limited by its location. Thus, for example, a synthesis gas production unit may comprise at most 100 systems 100 for producing synthesis gas. A unit may comprise a number of systems according to the invention ranging from to 100. Such a unit also makes it possible to avoid the use of fossil energy. In addition, such a unit makes it possible to reduce the carbon footprint and promote the ecological transition. In addition, such a unit makes it possible to reduce the need for resources.
  • a first loop provides both thermal energy (heat used in the rest of the process intended for the production of synthesis gas and in the system intended for the production of synthesis gas) and potential energy (gravity flow).
  • the combustion of the pyrolysis gases in the at least one circulating fluidized bed reactor allows the heating of the solids (i.e. fluidization medium) by direct contact; preferably the at least one circulating fluidized bed reactor is fluidized with air. Solids and fumes are separated in the separator. The solids then return to the bottom of the at least one circulating fluidized bed reactor, for example via a distributor. This entire loop can be operated at 950 °C.
  • the combustion in a circulating fluidized bed therefore simultaneously ensures the oxidation reaction of the pyrolysis gases and the heat transfer to the fluidization medium.
  • the hot gases (fumes separated by the separator) are directed to a steam generator (heat generator) which ensures the production of steam used in fluidization.
  • a second loop diverts a portion of the fluidization media from the previous loop to 950°C to reheat the at least one second dense fluidized bed reactor, preferably fluidized with steam.
  • the flow rate of fluidization media may be regulated by means of a distributor comprising a control means (i.e. a needle valve).
  • the reactors, separator and/or distributor have an internal wall covered by a refractory material. This makes it possible, for example, in gasification to maintain a temperature of 850°C in this loop.
  • the at least one second dense fluidized bed reactor can receive fixed carbon from the at least one first dense fluidized bed reactor.
  • gasification with water vapor C + H 2 O -> CO + H 2 ) occurs.
  • the fluidization media conveyed in this loop then reaches the foot of at least one circulating fluidized bed reactor.
  • the intended composition of the synthesis gas produced in the at least one second dense fluidized bed reactor may be as follows:
  • composition of the synthesis gas in the at least one second dense fluidized bed reactor Composition %flight kg/kg(H 2 ) CO, carbon monoxide 25% 9.2 H2 , hydrogen 25% 0.7 H2O , water vapor (excess fluidization) 50% 11.8 NH 3 10 ppm 2.2x10 -4 HCN 10 ppm 3.5x10 -4 H 2 S + COS + CS 2 ⁇ 1 ppm 4.5x10 -6 HCl ⁇ 1 ppm 4.7x10 -6
  • the third loop also diverts a portion of the fluidization media from the first loop at 950°C to heat the at least one first dense fluidized bed reactor, preferably fluidized with steam.
  • the flow rate of diverted media is regulated to maintain a temperature between 350°C and 550°C in this loop, for example by a distributor comprising a needle valve type control means.
  • This at least first dense fluidized bed reactor receives the raw material. Pyrolysis reactions take place in this reactor, releasing a combustible gas used as heat input in the first loop (circulating fluidized bed reactor). Sulfur and chlorine compounds are released with the pyrolysis gases and reach the circulating fluidized bed reactor and are then evacuated with the flue gases.
  • the operating temperature influences both the quantity and quality of the fixed carbon sent to at least one second dense fluidized bed reactor. Drying (evaporation of water) of the biomass can be carried out simultaneously with pyrolysis: as the raw biomass heats up, both free and bound water are evaporated.
  • the inputs have a variable moisture content depending on the season. For example, freshly cut forest chips have a moisture content of 50% and this moisture content decreases to 30% after a few months of storage.
  • Pyrolysis reactions take place as the temperature continues to rise in the at least one first dense fluidized bed reactor.
  • These may, for example, be dissociation and fractionation reactions of biomass polymers, mainly cellulose, hemicellulose and lignin.
  • biomass polymers mainly cellulose, hemicellulose and lignin.
  • the nature of the gases formed and the quantity of tars (xylenes, phthalenes, etc.) depend on the pyrolysis temperature, but also on the kinetics of the temperature rise, which is very rapid in the case of fluidized beds.
  • sulfur and halogens chlorine
  • are also volatilized in the form of H 2 S and HCl, i.e. sulfur and/or chlorine compounds: pollutants).
  • the pyrolysis gases and the evaporated water vapor are discharged to the at least one circulating fluidized bed reactor for oxidation.
  • the calorific value of this gas is used as a heat input in the rest of the system for the production of synthesis gas and the process for the production of synthesis gas.
  • the absence of cooling of the pyrolysis gases between the at least one first dense fluidized bed reactor and the at least one circulating fluidized bed reactor or between the pyrolysis stage and the oxidation stage ensures the absence of condensation of the tars.
  • the remaining non-volatile compounds are ash (minerals) and char (otherwise called fixed carbon).
  • a filter can be provided to capture any residual dust, for example, and filter the syngas.
  • thermal cracking equipment can convert molecules into shorter molecules. Thermal cracking will operate similarly to a regenerative thermal oxidizer.
  • the dedusted syngas will pass through a fixed bed of hot ceramics.
  • the heat exchange will heat the gas up to 1100°C, and the ceramics will gradually lose their heat.
  • the syngas will then pass through an electrical resistor, which will raise this temperature to 1250°C. It will pass through a second bed of cooler ceramics.
  • the heat exchange will lower the gas temperature to 650°C, and the ceramics will gradually gain heat.
  • the bed of “hot” ceramics will take the role of the bed of “cold” ceramics.
  • the synthesis gas a mixture of carbon monoxide and hydrogen
  • GSS water gas shift
  • a catalyst during which the carbon monoxide and water vapor will be converted into carbon dioxide and hydrogen.
  • high-temperature catalysts also allow the hydrolysis of the HCN compound to convert it into NH 3 and CO.
  • the composition of the synthesis gas expected at the water gas shift outlet is as follows:
  • the synthesis gas will then be condensed before reaching a compressor. During this condensation, the highly soluble molecules NH3 and HCl will be trapped in the water.
  • the composition of the synthesis gas could then be as follows:
  • activated carbons can allow the capture of residual sulfur compounds.
  • the hydrogen will be separated from the other gases in the mixture on a PSA (Pressure Swing Adsorption, adsorption/desorption cycles) in order to produce hydrogen, preferably decarbonized and/or recovered hydrogen.
  • a PSA Pressure Swing Adsorption, adsorption/desorption cycles
  • 20% of the hydrogen production can be used to sweep the capacity of the PSA in the desorption phase (a less stringent specification on the quality of the hydrogen would tend to reduce this value).
  • the hydrogen can be converted into ammonia.
  • catalytic or biological methanation can be carried out in order to obtain a synthetic natural gas, preferably a decarbonized and/or recovered synthetic natural gas and more preferably methane.
  • a synthetic natural gas preferably a decarbonized and/or recovered synthetic natural gas and more preferably methane.
  • decarbonized and/or recovered hydrogen is combined with CO 2 .
  • the synthetic natural gas produced, preferably methane, in addition to being decarbonized and/or recovered, results from a process and/or system which makes it possible to reduce CO2 emissions and improve yields. In addition, the quality of the gas produced is improved.
  • the invention may be the subject of numerous variants and applications other than those described above.
  • the different structural and functional characteristics of each of the implementations described above should not be considered as combined and/or closely and/or inextricably linked to each other, but on the contrary as simple juxtapositions.
  • the structural and/or functional characteristics of the different embodiments described above may be the subject in whole or in part of any different juxtaposition or any different combination.

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Abstract

L'invention concerne un système (100) destiné à la production de gaz de synthèse comprenant au moins un premier réacteur (10) à lit fluidisé dense, au moins un deuxième réacteur (11) à lit fluidisé dense, au moins un réacteur (12) à lit fluidisé circulant, au moins un séparateur (13), au moins un générateur de vapeur (30). L'invention propose un système destiné à la production de gaz comprenant au moins un système (100) destiné à la production de gaz de synthèse selon l'invention. De plus, l'invention concerne un procédé (200) destiné à la production de gaz de synthèse susceptible d'être mis en œuvre dans un système (100) destiné à la production de gaz de synthèse selon l'invention et un procédé destiné à la production de gaz comprenant un procédé destiné à la production de gaz susceptible d'être mis en œuvre dans un système destiné à la production de gaz selon l'invention.

Description

SYSTÈME DE PRODUCTION DE GAZ DE SYNTHÈSE ET PROCÉDÉ DE PRODUCTION DE GAZ DE SYNTHÈSE
L’invention concerne le domaine des énergies. En particulier, l’invention concerne un système de production de gaz de synthèse.
L’invention concerne en outre un procédé de production de gaz de synthèse.
Ci-après, nous décrivons l’art antérieur connu à partir duquel l’invention a été développée.
Les énergies fossiles (ou combustibles fossiles) représentaient plus de 80 % de la consommation énergétique mondiale en 2020, dont les plus courants sont le gaz naturel, le pétrole et le charbon. Ces combustibles fossiles constituent une cause non négligeable du réchauffement climatique et des émissions de CO2. Afin de lutter contre ce réchauffement et les émissions de CO2, le gouvernement français s’est fixé comme objectif de réduire de 81% les émissions de gaz à effet de serre résultant de l’utilisation abusive des énergies fossiles d’ici 2050 (Transition écologique). L’une des pistes les plus prometteuses afin de favoriser la transition écologique et réduire les émissions de CO2 semble être tournée vers la production de gaz de synthèse valorisable en hydrogène (H2), ou encore gaz naturel de synthèse (CH4).
Un gaz de synthèse ou syngaz peut être produit selon différentes techniques. Les techniques de production ainsi que la quantité et la qualité du gaz de synthèse produit dépendent grandement des matières premières utilisées et de la technique mise en œuvre (pression, température, vitesse de réaction). Parmi ces techniques on peut par exemple citer, la gazéification, la pyrolyse ou encore les méthodes d’extraction.
Les techniques de pyrolyse produisent, selon les matières premières utilisées, des sous-produits de réaction tels que le chlore, le soufre, l’azote, des goudrons, des cendres ou encore du char. Ces sous-produits sont considérés comme des polluants. En effet, ils diminuent grandement la pureté du gaz de synthèse produit (et donc la qualité du gaz de synthèse). De plus, leur accumulation dans les équipements de production entraine leur encrassement pouvant entrainer des obstructions tout en étant corrosifs.
Aussi, d’autres procédés existent et se développent comme la pyrogazéification de matière organique. La pyrogazéification de matière organique semble être une technologie d’avenir pour la production de gaz de synthèse. La pyrogazéification génère un « gaz de synthèse ou syngas », constitué principalement de monoxyde de carbone (CO) et d’hydrogène (H2). L’hydrogène produit par cette réaction nécessite par la suite une étape de purification pour éliminer les polluants. Cette solution permet d’obtenir un bilan effet de serre quasiment neutre, car le CO2émis par la combustion du monoxyde de carbone est équivalent à celui qui aurait été dégagé par la dégradation de la matière première organique.
Les procédés de première génération (ou procédés intégrés) regroupent la combustion du vecteur d'énergie dans le même équipement que l'équipement de gazéification thermique. Bien qu'en réduisant la quantité de fumées émises dans l'atmosphère (3 500 à 4 000 Nm3/t, contre 6 500 à 7 500 Nm3/t en combustion traditionnelle), la technologie entraine la production d’un gaz de synthèse à faible pouvoir calorifique d’une part et d’autre part de piètre qualité. En effet, le procédé étant intégré les conditions de réactions ne peuvent pas être maitrisées et la quantité de polluant produite est notable.
Les procédés de seconde génération (ou procédés non intégrés) sont caractérisés par le fait que la valorisation des composés énergétiques produits dans l'unité de gazéification thermique est réalisée dans une unité séparée (brûleur de chaudière, procédé industriel, moteur à gaz, etc.). Ainsi, contrairement au procédé de première génération, une maitrise des conditions de réaction est envisageable et la qualité du gaz de synthèse produit pourrait être améliorée.
Dans chacune de ces deux familles de procédés, il existe un grand nombre de technologies de pyrogazéification. Les plus répandues sont les technologies à lits fixes à contre-courant ou à co-courant ou encore à lit entrainé.
Les technologies à lits fixes à contre-courant se caractérisent par des intrants formant un lit dense dans le réacteur et se déplacent verticalement sous l'action de la gravité. Ces procédés acceptent des taux d'humidité élevés et produisent un gaz contenant du goudron, qui se forme pendant l'étape de pyrolyse. Les limites de cette technologie sont principalement liées au mauvais contrôle des points chauds et une mauvaise efficacité des transferts de chaleur et de masse.
Dans la technologie à lits fixes à co-courant, les intrants sont alimentés dans la partie supérieure du réacteur, et l'air est alimenté dans la zone intermédiaire avec une restriction de diamètre. Le gaz généré est craqué à travers la zone d'oxydation à haute température, de sorte qu'il y a moins de goudron entrainé. Cependant, cette technologie est utilisée aussi pour des petites installations et les principales limites de cette technologie sont liées au risque de fusion des cendres et au fait que les combustibles doivent avoir une teneur en humidité inférieure à 20 %.
Enfin, la technologie à lits entrainés est un procédé dans lequel un contact direct entre le solide et le gaz s’opère. Cela se fait en présence d’air ou d’eau à une forte température (1200-1400 °C). Ce procédé nécessite une préparation poussée des intrants à traiter. De plus, ce procédé nécessite un CAPEX important (procédé sous haute pression et température).
Ainsi, toutes les technologies de pyrogazéification précédemment citées comportent de nombreuses limites. D’une part, les technologies à lits fixes ont une double limite : difficulté de contrôler les points chauds et une mauvaise efficacité de transfert de chaleur et de masse. D’autre part, les technologies à lits entrainés nécessitent un CAPEX exorbitant pour une efficacité technique et une rentabilité non assurée. En outre, ces technologies sont confrontées à des défis majeurs comme la présence de goudrons, mais aussi, des particules fines, de l’hydrogène sulfuré, de chlorures, de sulfure d’alcalins et d’ammoniac constituant des polluants et détériorant la qualité du syngaz et des équipements.
Face à ces nombreuses limites, des chercheurs ont développé l’utilisation des technologies à lits fluidisés. Cette technologie met en suspension des particules inertes dans un réacteur pour favoriser les échanges thermiques. Les syngas obtenus sont plus riches qu’avec les réacteurs à lit fixe. Cependant, le taux de goudron reste encore élevé (> 2g/Nm3) et le risque d’agglomération des cendres est important en fonction des régimes de température retenus. De plus, au regard de la taille des infrastructures utilisant cette technologie, le CAPEX est aussi très élevé.
Au regard de ce qui précède, il apparait clairement que la formation de goudron est un facteur limitant des procédés existants. En effet, au cours de la gazéification, de nombreuses réactions sont impliquées à la fois endothermique et exothermique.
En outre, les réactions sont fortement dépendantes des conditions du milieu. Par exemple, la haute pression n'est pas propice à la gazéification à la vapeur et à la réaction de Boudouard, mais favorisera la production d’hydrocarbures. Un autre exemple est lié à la température : plus la température de fonctionnement du gazéifieur est faible, plus le goudron produit par le craquage interne du goudron est important. Par conséquent, pour un gazéifieur à lit fixe, la concentration en goudron pour le fonctionnement à contre-courant est de 10-150 g/Nm3 de gaz de synthèse, tandis que la concentration en goudron pour le fonctionnement en co-courant est de 0,01-6 g/Nm3. Ainsi, la technologie de gazéification en particulier à partir de matière première organique est confrontée au problème de pureté du gaz de synthèse (la forte présence de goudron et autres particules).
Ainsi, afin d’obtenir une composition de gaz de synthèse adaptée, les paramètres de fonctionnement (température, pression, rapport d’équivalence oxygène, rapport vapeur/combustible) doivent systématiquement être optimisés pour chaque unité de gazéification.
Plusieurs chercheurs (AWAIS et al, 2018 ; Evaluating removal of tar contents in syngas produced from downdraft biomass gasification system, International Journal of Green Energy, 15(12), 724-731 ; HERVY et al, 2019 ; Reactivity and deactivation mechanisms of pyrolysis chars from bio-waste during catalytic cracking of tar, Applied Energy, 237, 487-499, NAKAMURA et al., 2016 ; Biomass gasification process with the tar removal tehnologies utilizing bio-oil scrubber and char bed, Applied Energy, 170, 186-192, VREUGDENHIL et al, 2009 Tar formation in pyrolysis and gasification) évoquent alors l’inhibition de la formation des goudrons en milieu réducteur (c’est-à-dire, de façon non conventionnelle), par abattage ex-situ (traitement aval des goudrons et craquage catalytique et thermique du syngaz) ou par abattage in-situ, par exemple dans des gazéifieurs à lits fluidisés. Dans ce cas de figure, grâce au procédé de reformage, les goudrons sont convertis en monoxyde de carbone et en dihydrogène sous l’action des catalyseurs. Ainsi, ces deux systèmes de destruction du goudron sont souvent utilisés conjointement. Cependant, dans la littérature, la destruction par craquage catalytique est la plus mise en exergue.
En effet, les chercheurs Corella, De Andre, Naqvi, et al. (CORELLA et al, 2004 ; Olivine or Dolomite as in-bed additive in biomass gasification with air in fluidized bed, Which is better ? , Energy & Fuels 18(3), 713-720 DE ANDRES et al., 2011 ; Behaviour of dolomite, olivine and alumina as primary catalysts in air-steam gasification of sewage sludge, Fuel, 90(2), 521-527, NAQVI et al, 2016, An experimental study on hydrogen enriched gas with reduced tar formation using pre-treated olivine in dual bed steam gasification of mixed biomass compost, International journal of hydrogen energy, 41(25), 10608-10618) ont testé les catalyseurs tels que l’olivine, le nickel et la dolomite. Testée dans des conditions expérimentales dans des usines pilotes (lits fluidisés), la dolomite permettait de réduire jusqu’à 76% de la teneur en goudron en sortie du premier lit (pyrolyse) (DE ANDRES, 2011). Quant à l’utilisation de l’olivine, cela permettait de réduire jusqu’à 98% de goudron (NAQVI ; 2016).  Outre le fait que l’utilisation de l’olivine paraisse plus intéressante que l’utilisation de la dolomite, la dolomite génère en moyenne 5 fois plus de particules polluantes (notamment le NH3) que l’olivine. Par conséquent, l’utilisation de l’olivine parait plus judicieuse (CORELLA, 2004 ; FREDRIKSSON et al, 2013 ; Olivine as tar removal catalyst in biomass gasification : Catalyst dynamics under model conditions. Applied Catalysis B :Environmental, 130-131 ;168-177, TURSUN et al, 2019 Biomass gasification for hydrogen rich gas in a decoupled triple bed gasifier with olivine and NiO/Olivine. Bioresource Technology, 272, 241-248). En effet, la formation du goudron ayant essentiellement lieu lors de la réaction de pyrolyse et lors de la production du syngas, les goudrons formés doivent être aussitôt craqués. Par exemple, le procédé GoBiGas (procédé permettant de produire du méthane à partir de la gazéification de la biomasse) (LARSSON et al; 2015- The GoBiGas Project, demonstration of the production of biomethane from biomass via gasification (Anton Larsson, Ingemar Gunnarsson, Freddy Tengberg ; Götborg Energi AB) Monitoring the bed material activation in the GoBiGas gasifier) grâce à l’utilisation de l’olivine et le carbonate de potassium (pour activer l’olivine) a permis de produire un méthane sans production de goudron (Transformation and Release to the Gas Phase of Cl, K, and S during Combustion of Annual Biomass, 2004, Knudsen, Jensen, Dam-Johansen).
Plus spécifiquement, HERVY et al. (HERVY, 2019) ont étudié le craquage des composés de goudron (éthylbenzène et benzène). Les tests de craquage ont été réalisés dans une large gamme de températures : craquage de l'éthylbenzène de 400 à 650°C, craquage du benzène de 850 à 950°C. La réalisation de plusieurs essais de craquage de l'éthylbenzène à 650°C a montré que les catalyseurs mésoporeux sont plus résistants à la désactivation du coke (Charbon) que les catalyseurs microporeux (HERVY, 2019). Par ailleurs, d’autres chercheurs (AWAIS, 2018, NAKAMURA, 2016) évoquent plutôt comme solutions à l’inhibition de la formation des goudrons  l’optimisation des unités de nettoyage (séparateur cyclone, l'épurateur humide, le filtre à biomasse et le filtre auxiliaire). En effet, AWAIS et al. ont montré qu’un système de nettoyage optimisé peut permettre de réduire la concentration des goudrons des copeaux de bois de 6 600 à 112 mg/Nm 3 ; ou par utilisation de sous-produits (bio-huile et charbon) comme absorbant de goudrons. En effet, compte tenu de leur porosité, par exemple le filtre à lit de charbon peut éliminer jusqu’à 81,5% du goudron du gaz de production au début de l'opération.
Cependant, toutes ces méthodes n’ont été testées qu’à l’échelle pilote et n’ont pas encore montré leur viabilité sur tous types d’installations, ainsi de nombreuses recherches doivent encore être effectuées dans l’ambition de produire un syngaz exempt de polluants.
Ainsi, quelle que soit la technologie de pyrogazéification, il existe de nombreuses limites pour produire un syngaz présentant une qualité améliorée, un pouvoir calorifique acceptable et dont la technique de production permet de réduire la formation de polluants, de maitriser les conditions de réactions tout en présentant un CAPEX acceptable. Par ailleurs, il apparait indispensable de développer une technologie permettant d’optimiser le processus de séparation des polluants et de réduire le taux de goudrons dans les procédés actuels. S’ajoute également la problématique de déterminer les conditions de pyrolyse optimales de préférence à partir de matière organique (taux de conversion en char) d’une part pour s'assurer du départ de certaines molécules couteuses à filtrer lors de la pyrolyse et d’autre part pour conserver un maximum d'hydrogène et de carbone pour optimiser le taux de conversion en hydrogène ou gaz naturel synthétique. Il apparait également nécessaire d’assurer l’adaptabilité du procédé à l’hétérogénéité des intrants et la fiabilité de l’installation de pyrogazéification afin de garantir un bon fonctionnement, indépendamment de la nature de l’intrant, et d’assurer un fonctionnement de type industriel.
Il existe donc un besoin urgent de pouvoir produire un gaz de synthèse propre (avec un taux de polluants réduit ou exempt de polluant) de façon économique (en ressource et financier) et industrielle, permettant de réduire les émissions de CO2 et présentant une pureté élevée tout comme des rendements de production améliorés.
L’invention a pour but de remédier aux inconvénients de l’art antérieur. En particulier, l’invention a pour but de proposer un système de production de gaz de synthèse et de préférence destiné à la production d’hydrogène et/ou de gaz naturel de synthèse, ledit système étant moins couteux économiquement et énergétiquement, et permettant de produire un gaz de synthèse exempt de polluant tout en maximisant les rendements. En effet, l’invention a pour but de proposer un nouveau système de production de gaz de synthèse (de préférence destiné à la production d’hydrogène, de gaz naturel synthétique) permettant de diminuer les polluants présents dans les gaz produits, de maximiser les rendements de production tout en limitant la consommation en énergie, ressources et réduisant l’empreinte carbone par rapport aux solutions existantes. En outre, il est aussi un objectif de l’invention que le système puisse être intégré dans diverses applications.
L’invention a en outre pour but de proposer un procédé de production de gaz de synthèse, ledit procédé permettant de produire un gaz de synthèse exempt de polluant de façon économique, peu ou pas énergivore et dont les rendements peuvent être maximisés.
L’invention a également pour but de fournir un système destiné à la production de gaz de synthèse, de préférence à la production d’hydrogène et/ou de gaz naturel synthétique et de manière préférée d’hydrogène décarboné et/ou de récupération et/ou de gaz naturel synthétique décarboné et/ou de récupération et un procédé de production de gaz de synthèse de préférence d’hydrogène et/ou de gaz naturel synthétique et de manière plus préférée d’hydrogène décarboné et/ou de récupération et/ou de gaz naturel synthétique décarboné et/ou de récupération.
L’invention vise à pallier les inconvénients de l’art antérieur. Ce qui suit présente un résumé simplifié d'aspects, de modes de réalisation et d'exemples sélectionnés de la présente invention dans le but de fournir une compréhension de base de l'invention. Cependant, ce résumé ne constitue pas un aperçu exhaustif de tous les aspects, modes de réalisation et exemples de l'invention. Son seul but est de présenter des aspects, modes de réalisation et exemples sélectionnés de l'invention sous une forme concise en guise d'introduction à la description plus détaillée des aspects, modes de réalisation et exemples de l'invention qui suivent le résumé.
L’invention vise en particulier un système destiné à la production de gaz de synthèse comprenant au moins un premier réacteur à lit fluidisé dense, au moins un deuxième réacteur à lit fluidisé dense, au moins un réacteur à lit fluidisé circulant, au moins un séparateur, au moins un générateur de vapeur dans lequel :
  • l’au moins un premier réacteur à lit fluidisé dense est configuré pour une réaction de pyrolyse de matières premières et pour alimenter en matières solides pyrolysées l’au moins un deuxième réacteur à lit fluidisé dense et pour alimenter en un premier fluide l’au moins un réacteur à lit fluidisé circulant,
  • l’au moins un deuxième réacteur à lit fluidisé dense est configuré pour une réaction de vapo-gazéification de matières solides pyrolysées et pour évacuer un gaz de synthèse et pour alimenter en média de fluidisation l’au moins un réacteur à lit fluidisé circulant,
  • l’au moins un réacteur à lit fluidisé circulant est configuré pour une réaction d’oxydation d’un premier fluide et pour alimenter en média de fluidisation et en fumées l’au moins un séparateur,
  • l’au moins un séparateur est configuré pour séparer le média de fluidisation des fumées, et pour alimenter en média de fluidisation l’au moins un premier réacteur à lit fluidisé dense et/ou l’au moins un deuxième réacteur à lit fluidisé dense, et/ou l’au moins un réacteur à lit fluidisé circulant et pour alimenter en fumées l’au moins un générateur de vapeur.
La demanderesse a développé un nouveau système capable de produire un gaz de synthèse. Un tel système permet d’éviter l’utilisation de combustibles fossiles, de réduire les émissions de CO2. En outre, le système selon l’invention permet d’améliorer les rendements de syngaz produit tout en améliorant sa qualité (i.e. pureté). Ainsi, la quantité de polluants est réduite. En outre, un tel système est adapté à la production industrielle et à diverses applications. De plus, les équipements du système sont moins détériorés (moins soumis aux altérations notamment à la corrosion).
La demanderesse a développé en particulier un agencement et un enchainement particulier entre les différents réacteurs et séparateur et générateur permettant en plus de réduire le besoin en ressource.
Selon d’autres caractéristiques optionnelles du système, ce dernier peut inclure facultativement une ou plusieurs des caractéristiques suivantes, seules ou en combinaison :
  • l’au moins un séparateur est configuré pour alimenter en média de fluidisation un répartiteur 
  • la matière première est sélectionnée parmi des intrants ayant au moins 30 % de carbone tel que biomasse, CSR (combustible solide de récupération), déchets, et/ou sous-produits du bois, de préférence dans le système de production de gaz de synthèse et de manière plus préférée dans l’au moins un premier réacteur du système de production de gaz de synthèse
  • la matière première est sélectionnée parmi des intrants ayant un taux d’humidité inférieur ou égal à 40 %, de préférence dans le système de production de gaz de synthèse et de manière plus préférée dans l’au moins un premier réacteur du système de production de gaz de synthèse
  • l’au moins un générateur de vapeur est configuré pour alimenter en fluide non oxydant l’au moins un réacteur à lit fluidisé dense et l’au moins un deuxième réacteur à lit fluidisé dense.
Selon un deuxième objet, l’invention porte sur un s ystème destiné à la production d’hydrogène, de préférence décarboné et/ou de récupération comprenant au moins un système destiné à la production de gaz de synthèse selon l’invention, le système destiné à la production d’hydrogène comprenant en outre :
  • Un moyen de filtration configuré pour filtrer le gaz de synthèse,
  • Un moyen de conversion du monoxyde de carbone configuré pour convertir le monoxyde de carbone et la vapeur d’eau en dioxyde de carbone et hydrogène
  • Un moyen de purification configuré pour séparer (i.e. purifier) l’hydrogène et obtenir un hydrogène, de préférence d’hydrogène décarboné et/ou de récupération
Selon d’autres caractéristiques optionnelles du système, ce dernier peut inclure facultativement un moyen de conversion configuré pour convertir l’hydrogène en ammoniac et/ou un moyen de craquage configuré pour réduire les goudrons.
Selon un troisième objet, l’invention porte sur un système destiné à la production de gaz naturel synthétique, de préférence décarboné et/ou de récupération comprenant au moins un système destiné à la production de gaz de synthèse selon l’invention, le système destiné à la production de gaz naturel synthétique comprenant en outre :
  • Un moyen de filtration configuré pour filtrer le gaz de synthèse,
  • Un moyen de conversion du monoxyde de carbone configuré pour convertir le monoxyde de carbone et la vapeur d’eau en dioxyde de carbone et hydrogène
  • Un moyen de méthanation configuré pour convertir l’hydrogène et/ou le dioxyde de carbone en gaz naturel synthétique
Selon d’autres caractéristiques optionnelles du système, ce dernier peut inclure facultativement un moyen de craquage configuré pour réduire les goudrons.
Selon un quatrième objet, l’invention porte sur un p rocédé destiné à la production de gaz de synthèse susceptible d’être mis en œuvre dans (i.e. par) un système destiné à la production de gaz de synthèse selon l’invention, comprenant :
  • Une étape de pyrolyse à partir de matière première dans au moins un premier réacteur à lit fluidisé dense de façon à former un premier fluide et des matières solides pyrolysées,
  • Une étape de vapo-gazéification dans au moins un deuxième réacteur à lit fluidisé dense à partir des matières solides pyrolysées de façon à former un gaz de synthèse,
  • Une étape d’oxydation dans au moins un réacteur à lit fluidisé circulant à partir du premier fluide de façon à générer des fumées,
  • Une étape de transfert thermique par au moins un séparateur à partir d’un média de fluidisation entre l’au moins un séparateur et l’au moins un premier réacteur à lit fluidisé dense et/ou le deuxième réacteur à lit fluidisé dense et/ou l’au moins un réacteur à lit fluidisé circulant
  • une étape de génération de vapeur à partir des fumées par un générateur de vapeur.
Selon un cinquième objet, l’invention porte sur un p rocédé destiné à la production d’hydrogène, de préférence décarboné et/ou de récupération susceptible d’être mis en œuvre dans (i.e. par) un système destiné à la production d’hydrogène selon l’invention, le procédé destiné à la production d’hydrogène comprenant un procédé destiné à la production d’un gaz de synthèse selon l’invention et comprenant en outre :
  • Une étape de filtration par un moyen de filtration, du gaz de synthèse,
  • Une étape d’enrichissement, par un moyen de conversion du monoxyde de carbone, du gaz de synthèse,
  • Une étape de purification par un moyen de purification pour séparer l’hydrogène et obtenir un hydrogène de préférence d’hydrogène décarboné et/ou de récupération.
Selon d’autres caractéristiques optionnelles du procédé, ce dernier peut inclure facultativement une étape de conversion par un moyen de conversion de l’hydrogène en ammoniac et/ou une étape de craquage par un moyen de craquage pour réduire les goudrons.
Selon un sixième objet, l’invention porte sur un p rocédé destiné à la production de gaz naturel synthétique, de préférence décarboné et/ou de récupération susceptible d’être mis en œuvre dans (i.e. par) un système destiné à la production de gaz naturel synthétique selon l’invention, le procédé destiné à la production de gaz naturel synthétique comprenant un procédé destiné à la production d’un gaz de synthèse selon l’invention et comprenant en outre :
  • Une étape de filtration par un moyen de filtration, du gaz de synthèse,
  • Une étape d’enrichissement, par un moyen de conversion du monoxyde de carbone, du gaz de synthèse,
  • Une étape de méthanation par un moyen de méthanation pour convertir le monoxyde de carbone et/ou l’hydrogène et/ou le dioxyde de carbone en gaz naturel synthétique.
Selon d’autres caractéristiques optionnelles du procédé, ce dernier peut inclure facultativement une étape de craquage par un moyen de craquage pour réduire les goudrons.
L’invention porte également sur une u nité de production de gaz de synthèse comprenant au moins un système destiné à la production de gaz de synthèse selon l’invention.
L’invention concerne également l’u tilisation d’un système destiné à la production de gaz de synthèse selon l’invention dans la production d’électricité, dans la production d’hydrogène, dans la production de gaz naturel synthétique, dans la production de méthane, dans la production d’ammoniac, dans la production de vapeur, dans la production de chaleur, dans la production de carburant de substitution, dans la valorisation du CO2(de préférence issu de la biomasse), dans la production de méthanol, dans des réseaux électriques, dans le transport, dans des piles à combustibles, dans la production industrielle (par exemple, la chimie fine ou de base tel que pour des réactions d’hydrogénation).
D’autres caractéristiques et avantages de l’invention seront mieux compris à la lecture de la description qui va suivre et en référence aux dessins annexés, donnés à titre illustratif et nullement limitatif.
La représente un schéma d’un système destiné à la production d’un gaz de synthèse selon un mode de réalisation de l’invention.
La représente un schéma d’un système destiné à la production d’un gaz de synthèse selon un mode de réalisation de l’invention.
] La représente un schéma d’un procédé destiné à la production d’un gaz de synthèse selon un mode de réalisation de l’invention.
Les figures ne respectent pas nécessairement les échelles, notamment en taille et en épaisseur, et ce à des fins d’illustration.
Ci-après, nous décrivons un résumé de l’invention et le vocabulaire associé, avant de présenter les inconvénients de l’art antérieur, puis enfin de montrer plus en détail comment l’invention y remédie.
Dans la suite de la description, l’expression « alimenter » ou « recevoir » peut correspondre à une coopération directe (sans intermédiaire) ou indirecte (avec intermédiaire, par exemple moyen de régulation et/ou de contrôle tel que capteur, vanne, pompe) entre deux éléments. Par exemple une sortie qui alimente une entrée devrait être compris comme le fait que ladite sortie coopère avec ladite entrée de sorte à permettre un transfert. Un transfert peut être un transfert fluidique ou solide.
Dans la suite de la description les termes « configuré pour », « adapté pour », « conçu pour » ou « spécifiquement conçu pour » peuvent être utilisés de façon interchangeable c’est-à-dire qui peuvent être mis à la place les uns des autres.
Dans la suite de la description l’expression « décarboné » peut être interprétée comme exempt de carbone d’origine fossile. Ainsi par décarboné on entend un hydrogène et/ou gaz naturel synthétique issu de préférence de biomasse.
Dans la suite de la description l’expression « de récupération » peut être interprétée comme hydrogène et/ou gaz naturel synthétique produit à partir de CSR.
Dans la suite de la description le terme « exempt de polluant » ou « réduit en polluant » peut être utilisé pour être défini comme étant moins de 1 % massique de polluant présent dans le gaz produit (gaz de synthèse, hydrogène, méthane, ammoniac).
L’invention propose de prendre en considération les inconvénients de l’art antérieur qui peuvent se produire lors de la production de gaz de synthèse et lors de la production de gaz tel que l’hydrogène et/ou l’ammoniac et/ou le gaz naturel synthétique tel que le méthane. En particulier, l’invention propose un nouveau système destiné à la production de gaz de synthèse, un nouveau système de production d’hydrogène, un nouveau système de production d’ammoniac, un nouveau système de production de gaz naturel synthétique, permettant de diminuer les polluants présents dans les gaz produits, de maximiser les rendements de production tout en limitant la consommation en énergie, ressource et réduisant l’empreinte carbone par rapport aux solutions existantes. Pour cela, l’invention propose une combinaison particulière d’éléments et un agencement particulier des éléments dudit système destiné à la production de gaz et des intrants choisis.
Ainsi, l’invention concerne selon un premier aspect un système destiné à la production de gaz de synthèse, de préférence un système de production de gaz de synthèse et de manière préférée un système conçu pour la production de gaz de synthèse et de manière encore plus préférée un système spécifiquement conçu pour la production de gaz de synthèse. Un tel système peut être illustré en lien avec la ou 2.
Un système 100 destiné à la production de gaz de synthèse comprend au moins un premier réacteur 10 à lit fluidisé dense, au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense, au moins un réacteur 12 à lit fluidisé circulant, au moins un séparateur 13, au moins un générateur de vapeur 30.
Le système 100 destiné à la production de gaz de synthèse peut être configuré de sorte que l’au moins un premier réacteur 10 à lit fluidisé dense, l’au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense, l’au moins un réacteur 12 à lit fluidisé circulant sont distincts (dissociables) ou indissociables (intégrés formant un seul élément, par exemple de manière concentrique). Au moins un premier réacteur 10 à lit fluidisé dense, au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense, au moins un réacteur 12 à lit fluidisé circulant, au moins un séparateur 13 comprennent une paroi interne et une paroi externe. Une paroi externe est par définition orientée vers l’extérieur, le dehors du réacteur et du séparateur, par opposition à une paroi interne. Avantageusement une paroi interne est configurée pour être recouverte par un revêtement réfractaire. Un revêtement réfractaire permet de résister aux contraintes du milieu (par exemple la température ou l’érosion). Par exemple il peut s’agir d’un revêtement en acier et/ou en béton.
Un système selon l’invention peut comprendre au moins un premier réacteur 10 à lit fluidisé dense. Un système selon l’invention peut comprendre au plus 9 premiers réacteurs 10 à lit fluidisé dense. Un système selon l’invention peut comprendre un nombre de premier réacteur 10 à lit fluidisé dense allant de 1 à 9.
Au moins un premier réacteur 10 à lit fluidisé dense peut comprendre une entrée 1 en fluide non oxydant. Une entrée peut être adaptée pour alimenter le premier réacteur 10 à lit fluidisé dense en fluide non oxydant. Au moins un premier réacteur 10 à lit fluidisé dense peut être adapté pour être fluidisé à la vapeur, de préférence à la vapeur d’eau. Dans un mode de réalisation particulier, mais non limitatif de l’invention, l’au moins un premier réacteur 10 à lit fluidisé dense peut être configuré pour être fluidisé avec un mélange vapeur et syngaz recyclé de préférence vapeur d’eau et syngaz recyclé. Par syngaz recyclé, il faut comprendre que le syngaz produit par le système selon l’invention peut être en partie récupéré et réinjecté dans ledit système.
Au moins un premier réacteur 10 à lit fluidisé dense peut être configuré pour comprendre une entrée 2 de matière première. Une matière première peut être sélectionnée parmi des intrants ayant au moins 30 % de carbone. Par exemple il peut s’agir de biomasse, CSR (combustible solide de récupération), déchets et/ou sous-produits du bois. Un sous-produit du bois peut par exemple être sélectionné parmi chute, écorces, connexes (éclaircies) exploitation forestière, plaquette de bois, ceps de vigne, vergers, serments, biomasse ligneuse, marc de raisin, déchets de scieries, déchet issu de l’ameublement. La matière première peut être sélectionnée parmi des intrants ayant un taux d’humidité inférieur ou égal à 40 %. Ceci permet d’éviter l’utilisation de combustibles fossiles.
Au moins un premier réacteur 10 à lit fluidisé dense peut par exemple être un réacteur de pyrolyse et/ou de séchage, de préférence de pyrolyse. L’au moins un premier réacteur 10 à lit fluidisé dense permet de mettre en œuvre une réaction de pyrolyse libérant un premier fluide ou gaz de pyrolyse à partir de la matière première. Selon un mode de réalisation particulier de l’invention, mais non limitatif, l’au moins un premier réacteur à lit fluidisé dense peut être configuré pour mettre en œuvre un séchage (évaporation de l’eau) de la matière première. Ainsi, l’au moins un premier réacteur à lit fluidisé dense peut être configuré pour mettre en œuvre simultanément une réaction de pyrolyse et un séchage. De préférence, l’au moins un premier réacteur à lit fluidisé dense est configuré pour mettre en œuvre une réaction de pyrolyse de matières premières. La pyrolyse permet d’extraire l’humidité, les volatiles et les polluants.
Ainsi, l’au moins un premier réacteur à lit fluidisé dense peut être configuré pour supporter (i.e. mettre en œuvre, permettre) une réaction de pyrolyse de matière première en milieu non oxydant.
L’au moins un premier réacteur 10 à lit fluidisé dense peut être configuré pour comprendre une sortie 5 en premier fluide. Une sortie 5 peut être configurée pour évacuer du premier réacteur un premier fluide. Une sortie 5 peut être configurée pour alimenter en un premier fluide une entrée 6 du réacteur 12 à lit fluidisé circulant. Un premier fluide peut être sélectionné parmi des gaz de pyrolyse. La composition des gaz de pyrolyse peut varier en fonction de la matière première. Les gaz de pyrolyse peuvent par exemple comprendre du souffre, du chlore, de l’éthylène, de l’azote, du diazote, de l’hydrogène sulfuré, de la vapeur d’eau, de l’acide chlorhydrique, du dioxyde de carbone, du méthane. La nature des gaz formés et la quantité de goudrons (xylènes, phtalènes …) dépend de la température de pyrolyse, mais également de la cinétique de montée en température, très rapide dans le cas des lits fluidisés. Ainsi, l’au moins un premier réacteur 10 à lit fluidisé dense peut être configuré pour évacuer au moyen d’une sortie 5 les gaz de pyrolyse et la vapeur d’eau, de préférence vers une entrée 6 de l’au moins un réacteur 12 à lit fluidisé circulant. Avantageusement, le système ne comprend pas de moyen de refroidissement des gaz de pyrolyse entre l’au moins un premier réacteur 10 à lit fluidisé dense et l’au moins un réacteur 12 à lit circulant. Ceci permet une absence de condensation des goudrons. Les composés non volatils restants sont les cendres (minéraux) et chars (autrement appelés carbone fixe). Ainsi, l’au moins un premier réacteur 10 permet d’évacuer des polluants formés lors de la réaction de pyrolyse de la matière première, mais également l’humidité et les volatils. En outre, cela permet un apport thermique de l’au moins un réacteur 12 à lit fluidisé circulant. De plus, cela permet des échanges de matières et des échanges thermiques entre les différents réacteurs. Ceci permet de réduire le besoin en ressource.
Par ailleurs, l’au moins un premier réacteur 10 à lit fluidisé dense peut être configuré pour comprendre une sortie 3 en matières solides pyrolysées. Une sortie 3 peut être configurée pour alimenter en matières solides pyrolysées une entrée 4 de l’au moins un deuxième réacteur à lit fluidisé dense 11. Les matières solides peuvent être sélectionnées parmi de la matière première pyrolysée de préférence de la biomasse pyrolysée, du média de fluidisation, du char (également appelé carbone fixe), et/ou des cendres. Cela permet des échanges de matières et des échanges thermiques entre les différents réacteurs.
Ainsi, l’au moins un premier réacteur 10 peut être configuré pour alimenter en matières solides pyrolysées l’au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense et/ou pour alimenter en un premier fluide l’au moins un réacteur 12 à lit fluidisé circulant. De préférence, l’au moins un premier réacteur à lit fluidisé dense peut être configuré pour alimenter en matière première pyrolysée, et/ou média de fluidisation et/ou char et/ou cendres l’au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense et/ou pour alimenter en gaz de pyrolyse l’au moins un réacteur 12 à lit fluidisé circulant.
Au moins un premier réacteur 10 à lit fluidisé dense peut être configuré pour comprendre une entrée 7 de média de fluidisation. Une entrée 7 de média de fluidisation peut être configurée pour alimenter le premier réacteur 10 à lit fluidisé dense en média de fluidisation. Un média de fluidisation peut par exemple comprendre du sable, du nickel, de la dolomite et/ou de l’olivine. Cela permet de réduire la formation d’hydrocarbure et en particulier de goudron qui se forme lors de la réaction de pyrolyse. En outre, le système étant configuré pour autoriser une circulation du média de fluidisation, cela permet des échanges de matières et des échanges thermiques entre les différents réacteurs. En effet, une entrée 7 de média de fluidisation peut être configurée pour recevoir le média de fluidisation d’une sortie 8 de l’au moins un séparateur 13.
Par ailleurs, l’au moins un premier réacteur 10 à lit fluidisé dense peut être configuré pour opérer à une température allant de 350 °C à 550°C. Ceci permet d’influencer à la fois la quantité et la qualité du carbone envoyé vers l’au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense. En effet, une température élevée réduit la quantité, mais améliore la qualité alors qu’une température plus faible augmente la quantité, mais augmente le risque de polluants dans le char.
Ainsi, l’au moins un premier réacteur 10 à lit fluidisé dense permet de conserver un maximum de matière utilisable tout en assurant le départ de molécules indésirables tout en permettant des échanges de matières et des échanges thermiques entre réacteurs.
Un système selon l’invention peut comprendre au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense. Un système selon l’invention peut comprendre au plus 9 deuxièmes réacteurs 11 à lit fluidisé dense. Un système selon l’invention peut comprendre un nombre de deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense allant de 1 à 9.
Au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense peut comprendre une entrée 9 en fluide non oxydant. Une entrée 9 en fluide non oxydant peut être configurée pour alimenter le deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense en fluide non oxydant. Au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense peut être configuré pour être fluidisé à la vapeur, de préférence à la vapeur d’eau. Dans un mode de réalisation particulier, mais non limitatif de l’invention, l’au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense peut être configuré pour être fluidisé avec un mélange vapeur et syngaz recyclé de préférence vapeur d’eau et syngaz recyclé.
Au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense peut être configuré pour comprendre une entrée 4 en matières solides pyrolysées. Une entrée 4 en matières solides pyrolysées peut être configurée pour recevoir des matières solides pyrolysées. De préférence une entrée 4 peut être configurée pour recevoir des matières premières pyrolysées et/ou médias de fluidisation et/ou chars et/ou cendres, de préférence à partir de l’au moins un premier réacteur 10 à lit fluidisé dense et de manière préférée à partir de la sortie 3 de l’au moins un premier réacteur 10 à lit fluidisé dense. Cela permet des échanges de matières et des échanges thermiques entre les différents réacteurs.
Au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense peut par exemple être un réacteur de gazéification. Un deuxième réacteur à lit fluidisé dense permet de mettre en œuvre une réaction de gazéification de préférence de vapo-gazéification libérant un gaz de synthèse. Ainsi, au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense peut être configuré pour comprendre une sortie 15 de gaz de synthèse. Un gaz de synthèse peut comprendre du monoxyde de carbone, de l’hydrogène, et de la vapeur d’eau. Un gaz de synthèse peut comprendre des traces de CO2. En effet, grâce à la mise en œuvre d’une pyrolyse endothermique contrôlée de matière première de préférence à partir de biomasse, en milieu non oxydant et d’une réaction de vapo-gazéification de la matière première pyrolysée (de préférence biomasse pyrolysée) en milieu non oxydant, très peu de CO2 est formé. Ainsi cela réduit les émissions de CO2 et la génération de CO2 lors de la production de gaz de synthèse et de préférence dans la production de gaz de type hydrogène, ammoniac, gaz naturel synthétique. Par ailleurs, en présence de vapeur d’eau et à température élevée (supérieure ou égale à 800 °C), le carbone fixe est converti en monoxyde de carbone et hydrogène (réaction de gaz à l’eau). Le risque de production de goudrons associés à cette vapo-gazéification est très faible, car les goudrons sont plutôt formés dans l’au moins un premier réacteur 10 à lit fluidisé dense configuré pour mettre en œuvre une réaction de pyrolyse. Avantageusement, l’au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense est configuré pour gazéifier tout ou partie de préférence en totalité le carbone fixe.
Ainsi, l’au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense est configuré pour mettre en œuvre une réaction de gazéification de préférence de vapo-gazéification de matières solides pyrolysées. L’au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense peut être configuré pour évacuer un gaz de synthèse. L’au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense peut être configuré pour alimenter en média de fluidisation l’au moins un réacteur 12 à lit fluidisé circulant. L’au moins un deuxième réacteur à lit fluidisé dense peut être configuré pour mettre en œuvre une réaction de gazéification et de préférence de vapo-gazéification en milieu non oxydant, de préférence de matières solides pyrolysées. L’au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense peut être configuré pour évacuer un gaz de synthèse de préférence issu d’une réaction de vapo-gazéification en milieu non oxydant de matières solides pyrolysées.
L’au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense peut être configuré pour opérer à une température allant de 800 °C à 1000 °C. Ceci permet de réaliser une réaction de gaz à l’eau, une réaction entre le carbone et la vapeur d’eau générant du monoxyde de carbone et de l’hydrogène. Ceci permet en outre d’obtenir un gaz de synthèse comprenant très peu de polluants. (composés soufrés et chlorés)
Par ailleurs, au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense peut être configuré pour comprendre un dispositif d’évacuation. Un tel dispositif d’évacuation peut par exemple correspondre à un siphon. Cela permet de maximiser la rétention du char (carbone fixe) dans l’au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense. En effet, la réaction de gazéification et plus particulièrement de vapo-gazéification étant lente, cela permet d’augmenter le temps de séjour dans l’au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense. Cela permet en outre d’améliorer le rendement de l’au moins un réacteur 12 à lit fluidisé circulant.
Au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense peut être configuré pour alimenter en média de fluidisation l’au moins un réacteur 12 à lit fluidisé circulant. Ainsi, l’au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense peut être configuré pour comprendre une sortie 16 de média de fluidisation. Une sortie 16 en média de fluidisation peut être configurée pour alimenter en média de fluidisation l’au moins un réacteur 12 à lit fluidisé circulant. Cela permet des échanges de matières et des échanges thermiques entre les différents réacteurs. En outre, le média de fluidisation permet également de réduire la formation de goudron.
Au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense peut être configuré pour comprendre une entrée 17 de média de fluidisation. Une entrée 17 de média de fluidisation peut être configurée pour alimenter le deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense en média de fluidisation. Une entrée 17 de média de fluidisation peut être configurée pour recevoir le média de fluidisation d’une sortie 8 de l’au moins un séparateur 13.
Un système selon l’invention peut comprendre au moins un réacteur 12 à lit fluidisé circulant. Un système selon l’invention peut comprendre au plus 9 réacteurs 12 à lit fluidisé circulant. Un système selon l’invention peut comprendre un nombre de réacteur 12 à lit fluidisé circulant allant de 1 à 9.
L’au moins un réacteur à lit fluidisé circulant 12 peut être configuré pour comprendre une entrée 18 en fluide oxydant. Une entrée 18 en fluide oxydant peut être configurée pour alimenter le réacteur 12 à lit fluidisé circulant en fluide oxydant. Au moins un réacteur à lit fluidisé circulant 12 peut être configuré pour être fluidisé à l’air, de préférence en présence d’oxygène et de manière plus préférée en présence d’oxygène et peu ou pas d’eau (trace). Par ailleurs, l’au moins un réacteur à lit fluidisé circulant 12 peut être configuré pour être un réacteur de combustion (i.e. oxydation). Ainsi, l’au moins un réacteur à lit fluidisé circulant peut être configuré pour mettre en œuvre une réaction de combustion et de préférence une réaction de combustion en milieu oxydant et de manière plus préférée une combustion des gaz de pyrolyse en milieu oxydant. En outre, l’oxydation des gaz de pyrolyse permet d’utiliser les gaz de pyrolyse d’une part et de réduire le cout de traitement des fumées d’autre part. De plus, l’oxydation des gaz de pyrolyse permet d’apporter une source d’énergie au système 100 destiné à la production de gaz de synthèse. La combustion permet la chauffe des solides par contact direct. L’au moins un réacteur 12 à lit fluidisé circulant peut être configuré pour opérer à une température allant de 900 à 1200°C. La combustion assure donc simultanément la réaction d’oxydation du gaz de pyrolyse et le transfert thermique, de préférence vers le média de fluidisation. Une combustion en bruleur externe nécessiterait un dispositif supplémentaire de transfert de chaleur des fumées de combustion au média de fluidisation ce qui rendrait le système destiné à la production de gaz de synthèse moins efficace. Ainsi, l’au moins un deuxième réacteur à lit fluidisé circulant est configuré pour mettre en œuvre une réaction d’oxydation d’un premier fluide et pour alimenter en média de fluidisation et en fumées l’au moins un séparateur.
L’au moins un réacteur 12 à lit fluidisé circulant peut être configuré pour comprendre une entrée 21 en média de fluidisation. Une entrée 21 en média de fluidisation peut être configurée pour recevoir le média de fluidisation, de préférence issu de la sortie 16 du deuxième réacteur à lit fluidisé dense. Cela permet des échanges de matières et des échanges thermiques entre les différents réacteurs.
L’au moins un réacteur 12 à lit fluidisé circulant peut être configuré pour comprendre une entrée 6 des gaz de pyrolyse, de préférence issus de la sortie 5 du premier réacteur 10 à lit fluidisé dense. Cela permet l’apport des gaz au sein du réacteur à lit fluidisé circulant pour réaliser la réaction de combustion, de préférence en milieu oxydant.
L’au moins un réacteur 12 à lit fluidisé circulant peut être configuré pour comprendre une sortie 19 en média de fluidisation. Une sortie 19 en média de fluidisation peut être configurée pour alimenter en média de fluidisation et/ou en cendres et/ou en fumées l’au moins un séparateur 13. Plus précisément, une sortie 19 peut être configurée pour alimenter une entrée 20 du séparateur 13. Les fumées peuvent correspondre à des fumées issues de la combustion. Les fumées peuvent comprendre N2, CO2, H2O, O2, SO2, et HCl. Ceci permet d’évacuer des polluants.
Ainsi, une oxydation des gaz de pyrolyse en lit fluidisé circulant permet d’équilibrer les quantités de chaleur absorbées par les réactions du système destiné à la production de gaz de synthèse. En outre, de façon particulièrement avantageuse, le bilan thermique est excédentaire. L'excès de chaleur permet d'abaisser la température de pyrolyse (allant de 350 °C à 550 °C). Cette énergie excédentaire a pour effet d'ajouter une partie de substances volatiles au carbone fixe de la matière première augmentant ainsi la production totale et donc les rendements. En outre, l’augmentation d’une fraction de matière volatile permet de réduire le risque de formation du goudron, tout comme l’utilisation du média de fluidisation.
Par ailleurs, l’au moins un réacteur 12 à lit fluidisé circulant peut être configuré pour comprendre une entrée 27 de média de fluidisation. Une entrée 27 de média de fluidisation peut être configurée pour alimenter l’au moins un réacteur 12 à lit fluidisé circulant en média de fluidisation. Une entrée 27 de média de fluidisation peut être configurée pour recevoir le média de fluidisation d’une sortie 8 de l’au moins un séparateur 13.
Un système selon l’invention peut comprendre au moins un séparateur 13. Un système selon l’invention peut comprendre au plus 9 séparateurs 13. Un système selon l’invention peut comprendre un nombre de séparateur 13 allant de 1 à 9.
L’au moins un séparateur 13 est configuré pour séparer les solides des gaz. De préférence, l’au moins un séparateur 13 est configuré pour séparer le média de fluidisation des fumées. En effet, l’au moins un séparateur peut être configuré pour comprendre une entrée 20 en média de fluidisation. Une entrée 20 en média de fluidisation peut être configurée pour recevoir le média de fluidisation et/ou les fumées, de préférence issu de la sortie 19 de l’au moins un réacteur 12 à lit fluidisé circulant.
L’au moins un séparateur 13 peut être configuré pour alimenter en média de fluidisation l’au moins un premier réacteur 10 à lit fluidisé dense et/ou l’au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense, et/ou l’au moins un réacteur 12 à lit fluidisé circulant. Ainsi, l’au moins un séparateur 13 peut être configuré pour comprendre au moins une sortie 8 de média de fluidisation.
Dans un mode de réalisation particulier, mais non limitatif, l’au moins un séparateur 13 peut être configuré pour être couplé avec au moins un répartiteur 14. L’au moins un séparateur et l’au moins répartiteur peuvent être configurés pour être agencés de façon dissociable ou indissociable. Ainsi, l’au moins un séparateur 13 est configuré pour coopérer, de préférence pour communiquer de préférence mécaniquement avec l’au moins un répartiteur 14. Cette communication permet un transfert du média de fluidisation du séparateur vers le répartiteur.
L’au moins un répartiteur 14 peut être configuré pour répartir le média de fluidisation de préférence entre l’au moins un premier réacteur 10 à lit fluidisé dense et/ou l’au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense, et/ou l’au moins un réacteur 12 à lit fluidisé circulant. De préférence un système selon l’invention est configuré pour comprendre autant de séparateurs que de répartiteurs. Ainsi, l’au moins un séparateur 13 peut être configuré pour alimenter en média de fluidisation au moins un répartiteur 14.
Au moins un répartiteur 14 peut être configuré pour comprendre au moins une entrée 23 en média de fluidisation. Une entrée 23 en média de fluidisation peut être configurée pour recevoir le média de fluidisation, de préférence issue de la sortie 8 de l’au moins un séparateur 13. Au moins un répartiteur 14 peut être configuré pour comprendre au moins une sortie 24 en média de fluidisation. Une sortie 24 en média de fluidisation peut être configurée pour alimenter en média de fluidisation l’au moins un premier réacteur 10 à lit fluidisé dense, l’au moins un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense et/ou l’au moins un réacteur 12 à lit fluidisé circulant. De préférence, l’au moins un répartiteur 14 est configuré pour comprendre une sortie 24 en média de fluidisation pour chaque réacteur du système. Ainsi, dans un mode de réalisation non limitatif de l’invention, un répartiteur peut être configuré pour comprendre une sortie 24 configurée pour alimenter en média de fluidisation une entrée 7 de l’au moins un premier réacteur à lit fluidisé dense. Un répartiteur peut être configuré pour comprendre une sortie 24 configurée pour alimenter en média de fluidisation une entrée 17 de l’au moins un deuxième réacteur à lit fluidisé dense. Un répartiteur peut être configuré pour comprendre une sortie 24 configurée pour alimenter en média de fluidisation une entrée 27 de l’au moins un réacteur à lit fluidisé circulant. Ainsi, une entrée 7 de média de fluidisation de l’au moins un premier réacteur à lit fluidisé dense peut être configurée pour recevoir le média de fluidisation d’une sortie 24 de l’au moins un répartiteur 14. Une entrée 17 de média de fluidisation de l’au moins un deuxième réacteur à lit fluidisé dense peut être configurée pour recevoir le média de fluidisation d’une sortie 24 de l’au moins un répartiteur 14. Une entrée 27 de média de fluidisation de l’au moins réacteur à lit fluidisé circulant peut être configurée pour recevoir le média de fluidisation d’une sortie 24 de l’au moins un répartiteur 14. De préférence, l’au moins un répartiteur est configuré pour comprendre un moyen de contrôle configuré pour être agencé au niveau de l’au moins une sortie 24. Un moyen de contrôle peut par exemple correspondre à une vanne pointeau et/ou vis de dosage et/ou moyen de déverse. Avantageusement, un répartiteur peut être configuré pour comprendre un moyen de contrôle agencé au niveau de chacune des sorties 24, de préférence agencé au niveau d’une sortie 24 configurée pour alimenter en média de fluidisation une entrée 7 en média de fluidisation de l’au moins un premier réacteur à lit fluidisé dense et au niveau d’une sortie 24 configurée pour alimenter en média de fluidisation une entrée 17 en média de fluidisation de l’au moins un deuxième réacteur à lit fluidisé dense et au niveau d’une sortie 24 configurée pour alimenter en média de fluidisation une entrée 27 en média de fluidisation de l’au moins un réacteur 12 à lit fluidisé circulant. Un moyen de contrôle permet de réguler le média de fluidisation en fonction de la quantité de média de fluidisation dans chaque réacteur et/ou en fonction de la température de chaque réacteur. Ceci permet une meilleure gestion des ressources et une meilleure efficacité du système.
De retour au séparateur, l’au moins un séparateur 13 peut en outre être configuré pour alimenter en fumées au moins un générateur de vapeur 30. Un générateur de vapeur peut être configuré pour générer de la vapeur à partir des fumées. Un générateur de vapeur peut par exemple correspondre à une chaudière de récupération de chaleur. Un séparateur peut être configuré pour comprendre au moins une sortie 22 de fumées. Une sortie 22 de fumées peut être configurée pour alimenter au moins un générateur de vapeur 30 en fumées. En outre, un générateur de vapeur 30 peut être configuré pour alimenter en fluide non oxydant (de préférence en vapeur d’eau) l’au moins un réacteur 10 à lit fluidisé dense et l’au moins un deuxième réacteur à lit fluidisé dense. Un générateur de vapeur peut être configuré pour alimenter en fluide non oxydant (de préférence en vapeur d’eau) une entrée 1 de l’au moins un réacteur 10 à lit fluidisé dense. Un générateur de vapeur peut être configuré pour alimenter en fluide non oxydant (de préférence en vapeur d’eau) une entrée 9 de l’au moins un réacteur 11 à lit fluidisé dense. Un générateur de vapeur 30 permet de réduire la consommation globale d’énergie. En outre, un générateur de vapeur peut être configuré pour alimenter en vapeur le répartiteur 14 afin de le fluidiser.
Ainsi, un système 100 selon l’invention destiné à la production de gaz de synthèse permet une réduction de la consommation d’énergie, une diminution des besoins en matières premières fossiles, une réduction de l’empreinte carbone en particulier dans l’industrie de production de gaz de synthèse. Par ailleurs, un système destiné à la production de gaz de synthèse selon l’invention permet de combiner les technologies à lit fluidisé dense et circulant. La combinaison de ces deux technologies permet de mettre en place une pyrolyse étagée divisée en trois étapes : une pyrolyse (température inférieure à 550 °C), une gazéification (vapo-gazéification) (température environ 850 °C) et une oxydation par un enchainement et un agencement particulier des lits fluidisés denses et circulant. Cela permet une circulation du média de fluidisation permettant des échanges de matières et thermiques entre les différents lits (réacteurs). Ainsi, cela permet en outre d’augmenter les rendements et de diminuer les polluants. Par ailleurs, la qualité du gaz de synthèse obtenu est améliorée.
Selon un autre aspect, l’invention concerne au moins un système destiné à la production de gaz, de préférence à la production d’hydrogène et/ou d’ammoniac et/ou de gaz naturel synthétique, de manière préférée à la production d’hydrogène décarboné et/ou de récupération et/ou à la production de gaz naturel synthétique décarboné et/ou de récupération. Un gaz naturel synthétique peut par exemple comprendre du méthane. Un système destiné à la production d’hydrogène et/ou d’ammoniac et/ou de gaz naturel synthétique peut être configuré pour comprendre un système destiné à la production de gaz de synthèse selon l’invention.
Un système destiné à la production d’hydrogène et/ou de gaz naturel synthétique selon l’invention peut comprendre un moyen de filtration. Un moyen de filtration peut par exemple correspondre à des bougies céramiques ou des frittés métalliques. Un moyen de filtration peut être configuré pour filtrer le gaz de synthèse. Un moyen de filtration permet de réduire les poussières (cendres et média de fluidisation ayant subi une attrition) pouvant persister dans le gaz de synthèse produit. Cela permet d’améliorer d’autant plus la pureté du gaz à produire (hydrogène et/ou ammoniac et/ou gaz naturel synthétique de préférence méthane).
Par ailleurs, un système destiné à la production d’hydrogène et/ou de gaz naturel synthétique peut comprendre un moyen de craquage, de préférence de craquage thermique régénératif. Un moyen de craquage peut être configuré pour réduire / convertir les goudrons en molécules de chaines carbonées plus courtes. Cela améliore d’autant plus la pureté du gaz produit. Un moyen de craquage peut par exemple être sélectionné parmi : dispositif thermique de préférence résistance électrique et/ou un dispositif d’injection d’oxygène et/ou un dispositif de lavage.
Par ailleurs, un système destiné à la production d’hydrogène et/ou de gaz naturel synthétique peut comprendre un moyen de conversion du monoxyde de carbone. Un moyen de conversion du monoxyde de carbone peut être configuré pour mettre en œuvre une réaction de type WGS (pour water gas shift en terminologie anglo-saxonne). Un moyen de conversion du monoxyde de carbone peut être configuré pour comprendre une entrée configurée pour alimenter en vapeur d’eau le moyen de conversion du monoxyde de carbone. Cela permet d’apporter un excès d’humidité au gaz de synthèse. De préférence, un moyen de conversion du monoxyde de carbone comprend un catalyseur. Un catalyseur peut correspondre à un catalyseur dit haute température (HTS) par opposition aux catalyseurs à basse température (LTS). Un catalyseur est de préférence configuré pour tolérer les impuretés par exemple jusqu’à 50 ppm de composé soufré. Par ailleurs, un catalyseur peut être configuré pour hydrolyser les composés de type HCN pour les convertir en composé NH3 et CO. Ceci permet en outre de favoriser les réactifs du moyen de conversion du monoxyde de carbone. Un moyen de conversion permet par ailleurs de convertir le monoxyde de carbone et la vapeur d’eau en dioxyde de carbone et hydrogène. En outre, cela permet d’augmenter le rendement.
Par ailleurs, un système destiné à la production d’hydrogène et/ou de gaz naturel synthétique peut comprendre un moyen de condensation. Un moyen de condensation peut par exemple correspondre à un hydroéjecteur. Un moyen de condensation peut être configuré pour que les molécules NH3 et HCl soient piégées par l’eau. Ceci permet d’augmenter la pureté de l’hydrogène et/ou gaz naturel synthétique en le débarrassant des composés NH3 et HCl. En outre, un tel moyen de condensation permet de concentrer les proportions de CO2 et H2.
De façon avantageuse, le système destiné à la production d’hydrogène et/ou de gaz naturel synthétique peut comprendre un moyen de filtration additionnel configuré pour filtrer les composés indésirables résiduels et donc permettre d’améliorer la pureté et le rendement de l’hydrogène et/ou gaz naturel synthétique produit. Par exemple il peut s’agir d’un filtre à charbons actifs.
Par ailleurs, un système destiné à la production d’hydrogène et/ou de gaz naturel synthétique peut comprendre un moyen de compression. Un moyen de compression peut par exemple correspondre à un compresseur de gaz. Cela permet de comprimer l’hydrogène et/ou gaz naturel synthétique à une pression prédéterminée.
Par ailleurs, un système destiné à la production d’hydrogène peut comprendre un moyen de purification. Un moyen de purification peut par exemple correspondre à un PSA (pour Pressure Swing Adsorption en terminologie anglosaxonne). Un moyen de purification peut être configuré pour séparer l’hydrogène des autres molécules par exemple CO2, CO, H2O. Ainsi, un moyen de purification peut être configuré pour séparer l’hydrogène produit et obtenir un hydrogène de préférence un hydrogène décarboné et/ou de récupération.
Un système destiné à la production l’hydrogène et/ou gaz naturel synthétique selon l’invention permet par exemple la production d’hydrogène et/ou de gaz naturel synthétique (de préférence de méthane) tout en réduisant le besoin en énergie, en matières premières fossiles et en émission de CO2. En outre, cela permet d’augmenter les rendements tout en diminuant les polluants et les goudrons.
Dans un mode de réalisation particulier, un système destiné à la production d’hydrogène selon l’invention peut comprendre un moyen de conversion. Un moyen de conversion peut par exemple correspondre à un réacteur de préférence à un réacteur muni d’au moins un catalyseur. Un moyen de conversion peut être configuré pour convertir l’hydrogène en ammoniac. Par exemple, il peut s’agir d’une réaction d’hydrogénation de diazote, une technologie plasma par réaction d’hydrure (de type BaHN). Un catalyseur peut être sélectionné parmi fer, nickel, oxyde d'aluminium et/ou nitrate de potassium. Ceci permet de pouvoir stocker et transporter de l’hydrogène sous forme d’ammoniac plus facilement. En outre, cela permet aussi de produire un ammoniac disponible pour diverses applications et dont le système de production présente les mêmes effets et avantages.
Dans un mode de réalisation particulier, un système destiné à la production de gaz naturel synthétique et de préférence un système destiné à la production de gaz naturel synthétique décarboné et/ou de récupération et de manière préférée de méthane selon l’invention peut comprendre un moyen de méthanation. Un moyen de méthanation peut par exemple correspondre à un réacteur catalytique ou un réacteur biologique. Un moyen de méthanation peut être configuré pour convertir l’hydrogène et/ou le dioxyde de carbone en gaz naturel synthétique et de préférence en méthane. Cela permet de produire un gaz naturel synthétique de façon propre et de qualité améliorée qui est disponible pour diverses applications et dont le système de production présente les mêmes effets et avantages.
Selon un autre aspect l’invention concerne un procédé destiné à la production de gaz de synthèse, de préférence un procédé de production de gaz de synthèse de manière plus préférée un procédé de production de gaz de synthèse.
Un mode de réalisation d’un tel procédé peut être illustré en lien avec la .
Un procédé 200 destiné à la production de gaz de synthèse est susceptible d’être mis en œuvre par un système 100 destiné à la production de gaz de synthèse selon l’invention, de préférence, un procédé 200 destiné à la production de gaz de synthèse est mis en œuvre par un système 100 destiné à la production de gaz de synthèse selon l’invention.
Un procédé 200 destiné à la production de gaz de synthèse peut comprendre une étape de pyrolyse 220, une étape de gazéification 230 de préférence de vapo-gazéification, une étape de combustion 240, une étape de transfert thermique 250, une étape de génération de vapeur 260.
Un procédé 200 destiné à la production de gaz de synthèse peut comprendre une étape de séchage 210. Une étape de séchage peut être mise en œuvre par au moins un premier réacteur 10 à lit fluidisé dense. Dans un mode de réalisation, l’étape de séchage peut être réalisée simultanément avec une étape de pyrolyse 220. Une étape de séchage permet de sécher et donc réduire l’humidité de la matière première dans le premier réacteur à lit fluidisé dense.
Un procédé 200 destiné à la production de gaz de synthèse peut comprendre une étape de pyrolyse 220 à partir de matière première, de préférence dans un premier réacteur 10 à lit fluidisé dense. Une réaction de pyrolyse permet de former des premiers fluides et des matières solides pyrolysées, de préférence des gaz de pyrolyse et des matières solides pyrolysées. Avantageusement, l’étape de pyrolyse 220 est une étape de pyrolyse endothermique. Par ailleurs, l’étape de pyrolyse est de préférence réalisée en milieu non oxydant, de manière préférée en présence de vapeur d’eau. L’étape de pyrolyse peut être réalisée à une température inférieure ou égale à 550 °C. L’étape de pyrolyse peut être réalisée à une température supérieure ou égale à 300 °C. L’étape de pyrolyse peut être réalisée à une température allant de 300 °C à 550 °C. L’étape de pyrolyse peut être réalisée selon une durée allant de 0.1 seconde à 10 secondes, de préférence en moins de 5 secondes.
Un procédé 200 destiné à la production de gaz de synthèse peut comprendre une étape de gazéification 230 de préférence de vapo-gazéification dans un deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense à partir des matières solides pyrolysées de façon à former un gaz de synthèse. Par ailleurs, une étape de gazéification peut comprendre une conversion de carbone fixe en monoxyde de carbone et hydrogène. Une étape de gazéification permet de former un gaz de synthèse. Par ailleurs, l’étape de gazéification est de préférence réalisée en milieu non oxydant, de manière préférée en présence de vapeur d’eau.
L’étape de gazéification peut être réalisée à une température inférieure ou égale à 1000 °C. L’étape de gazéification peut être réalisée à une température supérieure ou égale à 850 °C. L’étape de gazéification peut être réalisée à une température allant de 850 °C à 1000 °C. L’étape de gazéification peut être réalisée selon une durée allant de 1 minute à 60 minutes de préférence en moins de 45 minutes.
Un procédé 200 destiné à la production de gaz de synthèse peut comprendre une étape de combustion 240 de préférence dans un réacteur 12 à lit fluidisé circulant à partir du premier fluide et de manière préférée à partir des gaz de pyrolyse de façon à générer une énergie thermique et des fumées. L’étape de combustion permet en outre une oxydation des gaz de pyrolyses. Par ailleurs, l’étape de combustion est de préférence réalisée en milieu oxydant, de manière préférée en présence d’air. Avantageusement, l’étape de combustion comprend un échange thermique direct entre les fumées issues de la combustion et le média de fluidisation.
L’étape de combustion peut être réalisée à une température supérieure ou égale à 900 °C. L’étape de combustion peut être réalisée à une température inférieure ou égale à 1200 °C. L’étape de combustion peut être réalisée à une température allant de 900 °C à 1200 °C. L’étape de combustion peut être réalisée selon une durée allant de 0.5 seconde à 4 secondes, de préférence en moins de 2 secondes.
Un procédé 200 destiné à la production de gaz de synthèse peut comprendre une étape de transfert thermique 250 de préférence à partir d’un média de fluidisation entre l’au moins un séparateur 13 et le premier réacteur à lit fluidisé dense et/ou le deuxième réacteur à lit fluidisé dense et/ou le troisième réacteur à lit fluidisé circulant. Un procédé 200 destiné à la production de gaz de synthèse peut comprendre une étape de transfert thermique 250 par au moins un séparateur de préférence à partir d’un média de fluidisation entre l’au moins un séparateur 13 et un répartiteur et/ou le premier réacteur à lit fluidisé dense et/ou le deuxième réacteur à lit fluidisé dense et/ou le troisième réacteur à lit fluidisé circulant. Avantageusement, l’étape de transfert thermique comprend la circulation du média de fluidisation au travers de l’au moins un séparateur, et/ou l’au moins un premier réacteur à lit fluidisé dense et/ou l’au moins un deuxième réacteur à lit fluidisé dense et/ou l’au moins un réacteur à lit fluidisé circulant. De préférence, l’étape de transfert thermique comprend la circulation du média de fluidisation au travers de l’au moins un séparateur, et/ou l’au moins un répartiteur et/ou l’au moins un premier réacteur à lit fluidisé dense et/ou l’au moins un deuxième réacteur à lit fluidisé dense et/ou l’au moins un réacteur à lit fluidisé circulant. En outre, dans un mode de réalisation particulier, mais non limitatif, une étape de circulation du média de fluidisation peut comprendre une étape de régulation de préférence de régulation du média de fluidisation. Une étape de régulation peut être mise en œuvre de préférence par un moyen de contrôle de préférence de type vanne pointeau et/ou vis de dosage et/ou moyen de déverse. Plus particulièrement, une étape de circulation du média de fluidisation peut être régulée par un moyen de contrôle au travers de l’au moins un premier réacteur à lit fluidisé dense et/ou de l’au moins un deuxième réacteur à lit fluidisé dense et/ou l’au moins un réacteur à lit fluidisé circulant. Ceci permet une répartition du média de fluidisation. Avantageusement, cela permet une répartition régulée du média de fluidisation. En outre, cela permet d’assurer un échange thermique et donc de diminuer le besoin en ressource.
Par ailleurs, un procédé 200 destiné à la production de gaz de synthèse peut comprendre une étape de génération de vapeur 260 à partir des fumées de préférence par un générateur de vapeur 30.
Une étape de génération de vapeur 260 permet de générer de la vapeur, de préférence de la vapeur d’eau. En outre, une étape de génération de vapeur peut comprendre une étape d’alimentation en vapeur de l’au moins un premier réacteur à lit fluidisé dense. Une étape de génération de vapeur peut comprendre une étape d’alimentation en vapeur de l’au moins un deuxième réacteur à lit fluidisé dense. Cela permet d’assurer un milieu non oxydant au sein de l’au moins un premier réacteur à lit fluidisé dense et/ou de l’au moins un deuxième réacteur à lit fluidisé dense.
Par ailleurs, dans un mode de réalisation particulier, mais non limitatif de l’invention, le procédé peut comprendre une étape d’injection dans l’au moins un premier réacteur à lit fluidisé dense et/ou du deuxième réacteur 11 à lit fluidisé dense d’un mélange vapeur et syngaz recyclé de préférence vapeur d’eau et syngaz recyclé. Par syngaz recyclé, il faut comprendre que le syngaz produit par le procédé selon l’invention peut être en partie récupéré et réinjecté dans ledit système.
Ces étapes et donc le procédé destiné à la production de gaz de synthèse permet d’aboutir à l’obtention d’un gaz de synthèse propre, tout en minimisant la consommation d’énergie. En outre, un tel procédé permet de réduire l’empreinte carbone. Un procédé selon l’invention permet également d’éviter l’utilisation de combustibles fossiles. En outre, il permet d’augmenter les rendements et de réduire les polluants et donc d’augmenter quantité et qualité du gaz de synthèse.
Selon un autre aspect, l’invention concerne un procédé destiné à la production de gaz, de préférence destiné à la production d’hydrogène et/ou de gaz naturel synthétique et de manière plus préférée destiné à la production d’hydrogène décarboné et/ou de récupération et/ou de gaz naturel de synthèse décarboné et/ou de récupération.
Un procédé destiné à la production d’hydrogène est susceptible d’être mis en œuvre par un système destiné à la production d’hydrogène selon l’invention de préférence mis en œuvre par un système destiné à la production d’hydrogène selon l’invention.
Un procédé destiné à la production de gaz naturel synthétique est susceptible d’être mis en œuvre par un système destiné à la production de gaz naturel synthétique de préférence mis en œuvre par un système destiné à la production de gaz naturel synthétique selon l’invention.
Un procédé destiné à la production d’hydrogène et/ou de gaz naturel synthétique peut comprendre un procédé destiné à la production d’un gaz de synthèse selon l’invention.
Par ailleurs, un procédé destiné à la production d’hydrogène et/ou de gaz naturel synthétique peut comprendre une étape de filtration de préférence par un moyen de filtration du gaz de synthèse. Ceci permet de réduire les poussières (cendres et média de fluidisation ayant subi une attrition) pouvant persister dans le gaz de synthèse produit. Cela permet d’améliorer d’autant plus la pureté du gaz à produire (hydrogène et/ou ammoniac et/ou gaz naturel synthétique de préférence méthane).
Un procédé destiné à la production d’hydrogène et/ou de gaz naturel synthétique peut comprendre une étape de craquage de préférence de craquage thermique régénératif, par un moyen de craquage. Une telle étape peut comprendre une étape de réchauffement du gaz de synthèse, de préférence du gaz de synthèse filtré. Une étape de craquage peut également comprendre une étape de refroidissement du gaz de synthèse de préférence du gaz de synthèse filtré et réchauffé.
Un procédé destiné à la production d’hydrogène et/ou de gaz naturel synthétique peut comprendre une étape d’enrichissement (WGS) du gaz de synthèse, de préférence par un moyen de conversion du monoxyde de carbone. Une telle étape peut comprendre une étape d’alimentation en vapeur de préférence en vapeur d’eau. Ceci permet un excès d’humidité dans le gaz de synthèse.
Un procédé destiné à la production d’hydrogène et/ou de gaz naturel synthétique peut comprendre une étape de condensation, de préférence par un moyen de condensation.
Un procédé destiné à la production d’hydrogène et/ou de gaz naturel synthétique peut comprendre une étape de compression de préférence par un moyen de compression.
Un procédé destiné à la production d’hydrogène peut comprendre une étape de purification par un moyen de purification pour séparer (purifier) l’hydrogène et obtenir de l’hydrogène de préférence de l’hydrogène décarboné et/ou de récupération. Une étape de purification peut comprendre un PSA dans le cadre de la production d’hydrogène.
Dans un mode de réalisation particulier, mais non limitatif de l’invention, le procédé de production d’hydrogène peut comprendre une étape de conversion, par un moyen de conversion de l’hydrogène en ammoniac. Une étape de conversion permet l’obtention d’un ammoniac décarboné et/ou de récupération.
Un procédé de production de gaz naturel synthétique peut comprendre une étape de méthanation, par un moyen de méthanation pour convertir l’hydrogène et/ou le dioxyde de carbone en gaz naturel synthétique de préférence en méthane.
Un procédé de production de gaz de synthèse et/ou d’hydrogène et/ou de gaz naturel synthétique selon l’invention permet la production d’un gaz de synthèse, d’hydrogène, d’ammoniac ou encore de gaz naturel synthétique de préférence méthane propre avec rendement élevé. En outre, un procédé de production de gaz de synthèse et/ou d’hydrogène et/ou de gaz naturel synthétique selon l’invention permet de réduire le besoin en ressources (énergie et fossiles). Un procédé de production de gaz de synthèse et/ou d’hydrogène et/ou de gaz naturel synthétique permet ainsi de participer à la décarbonation de l’industrie par exemple, de réduire le besoin en ressources d’origine fossile, de réduire les émissions de CO2. En outre, un procédé de production de gaz de synthèse et/ou d’hydrogène et/ou de gaz naturel synthétique selon l’invention permet la production d’hydrogène, de gaz de synthèse, d’ammoniac, de gaz naturel synthétique de préférence le méthane propre avec rendement élevé avec une faible consommation en ressource. Par ailleurs, les quantités produites sont suffisantes pour pouvoir être utilisées directement. En effet, grâce à l’invention les rendements sont améliorés.
Selon un autre aspect l’invention concerne l’u tilisation d’un système destiné à la production de gaz de synthèse selon l’invention dans la production d’électricité, dans la production d’hydrogène, dans la production de gaz naturel synthétique, dans la production de méthane, dans la production d’ammoniac, dans la production de vapeur, dans la production de chaleur, dans la production de carburant de substitution, dans la valorisation du CO2(de préférence issu de la biomasse), dans la production de méthanol, dans des réseaux électriques, dans le transport, dans des piles à combustibles, dans la production industrielle (par exemple, la chimie fine ou de base tel que pour des réactions d’hydrogénation).
Une telle utilisation permet d’éviter l’utilisation d’énergie fossile. En outre, une telle utilisation permet de réduire l’empreinte carbone et de favoriser la transition écologique. En outre, une telle utilisation permet de réduire le besoin en ressource.
Par ailleurs, et de préférence dans un mode de réalisation particulier, un tel système selon l’invention destiné à la production de gaz de synthèse peut être plus particulièrement destiné à et de préférence conçu pour et de manière plus préférée spécifiquement conçu pour ou encore pour la production d’au moins un carburant de substitution pour le transport et/ou la génération d’électricité.
On entend par carburant de substitution pour le transport les carburants de synthèses issus d’un gaz de synthèse et/ou les biocarburants de synthèse issus de gaz de synthèse. Par ailleurs, le transport peut être le transport routier, le transport naval et/ou le transport aéronautique. La génération d’électricité peut par exemple comprendre un groupe électrogène.
Selon un autre aspect, l’invention concerne une unité de production de gaz de synthèse comprenant au moins un système destiné à la production de gaz de synthèse selon l’invention. Une unité n’est pas limitée par le nombre de systèmes destinés à la production de gaz de synthèse. Toutefois, une unité peut être limitée par son emplacement. Ainsi à titre d’exemple, une unité de production de gaz de synthèse peut comprendre au plus 100 systèmes 100 destinés à la production de gaz de synthèse. Une unité peut comprendre un nombre de systèmes selon l’invention allant de à 100. Une telle unité permet également d’éviter l’utilisation d’énergie fossile. En outre, une telle unité permet de réduire l’empreinte carbone et de favoriser la transition écologique. En outre, une telle unité permet de réduire le besoin en ressource.
EXEMPLES
Les exemples ci-dessous décrivent un mode de réalisation particulier et non limitatif purement à but illustratif. L’ordre décrit ci-après est présenté dans le sens inverse de circulation de la matière première afin d’illustrer l’ordre thermique de façon décroissante. Les trois boucles ci-dessous peuvent être résumées en un seul schéma intégrant les circulations de matière et de chaleur par exemple illustré en .
Oxydation des gaz de pyrolyse (combustion)
Une première boucle apporte à la fois énergie thermique (chaleur utilisée dans le reste du procédé destiné à la production de gaz de synthèse et dans le système destiné à la production de gaz de synthèse) et énergie potentielle (l’écoulement gravitaire).
La combustion des gaz de pyrolyse dans l’au moins un réacteur à lit fluidisé circulant permet la chauffe des solides (i.e. média de fluidisation) par contact direct ; de préférence l’au moins un réacteur à lit fluidisé circulant est fluidisé à l’air. Solides et fumées sont séparés dans le séparateur. Les solides reviennent ensuite au pied de l’au moins un réacteur à lit fluidisé circulant, par exemple via un répartiteur. L’ensemble de cette boucle peut être opéré à 950 °C. La combustion en lit fluidisé circulant assure donc simultanément la réaction d’oxydation des gaz de pyrolyse et le transfert thermique vers le média de fluidisation. Les gaz chauds (fumées séparées par le séparateur) sont dirigés vers un générateur de vapeur (générateur de chaleur) qui assure la production de vapeur utilisée en fluidisation.
Gazéification – Vapo-gazéification
Une seconde boucle dérive une partie du média de fluidisation de la boucle précédente à 950 °C pour réchauffer l’au moins un deuxième réacteur à lit fluidisé dense, de préférence fluidisé à la vapeur d’eau. Le débit de média de fluidisation peut être régulé au moyen d’un répartiteur comprenant un moyen de contrôle (i.e. une vanne pointeau). Les réacteurs, séparateur et/ou répartiteur présentent une paroi interne recouverte par un matériau réfractaire. Ceci permet par exemple dans la gazéification de maintenir une température de 850 °C dans cette boucle.
Par ailleurs, l’au moins un deuxième réacteur à lit fluidisé dense peut recevoir du carbone fixe en provenance de l’au moins un premier réacteur à lit fluidisé dense. Dans l’au moins un deuxième réacteur à lit fluidisé dense se produit la gazéification à la vapeur d’eau (C + H2O -> CO + H2).
Le média de fluidisation véhiculé dans cette boucle rejoint ensuite le pied de l’au moins un réacteur à lit fluidisé circulant.
En présence de la vapeur d’eau et à température élevée (850°C), le carbone fixe est converti en monoxyde de carbone et hydrogène (réaction de gaz à l’eau). Le risque de production de goudrons associés à cette gazéification est très faible, car les goudrons sont plutôt formés lors de la réaction de pyrolyse. La production de goudrons est également réduite par l’utilisation d’olivine dans le média de fluidisation, agent réducteur de la formation de goudrons.
La composition prévue pour le gaz de synthèse produit dans l’au moins un deuxième réacteur à lit fluidisé dense peut être la suivante :
[Tableau 1] Composition estimative du gaz de synthèse dans l’au moins un deuxième réacteur à lit fluidisé dense :
Composition %vol kg/kg(H2)
CO, monoxyde de carbone 25% 9.2
H2, hydrogène 25% 0.7
H2O, vapeur d’eau (excès fluidisation) 50% 11.8
NH3 10 ppm 2.2x10-4
HCN 10 ppm 3.5x10-4
H2S + COS + CS2 < 1 ppm 4.5x10-6
HCl < 1 ppm 4.7x10-6
Séchage et pyrolyse de la biomasse
La troisième boucle dérive également une partie du média de fluidisation de la première boucle à 950 °C pour réchauffer l’au moins un premier réacteur à lit fluidisé dense, de préférence fluidisé à la vapeur d’eau. Le débit de média dérivé est régulé pour maintenir une température entre 350 °C et 550 °C dans cette boucle par exemple par un répartiteur comprenant un moyen de contrôle de type vanne pointeau.
Cet au moins premier réacteur à lit fluidisé dense reçoit la matière première. Les réactions de pyrolyse se produisent dans ce réacteur, libérant un gaz combustible utilisé comme apport thermique dans la première boucle (réacteur à lit fluidisé circulant). Les composés soufrés et chlorés sont libérés avec les gaz de pyrolyse et rejoignent le réacteur à lit fluidisé circulant puis sont évacués avec les fumées.
La température de fonctionnement influence à la fois la quantité et la qualité du carbone fixe envoyé vers l’au moins un deuxième réacteur à lit fluidisé dense. Un séchage (évaporation de l’eau) de la biomasse peut être réalisé simultanément à la pyrolyse : lors de la montée en température de la biomasse brute, l’eau libre et l’eau liée sont évaporées. Les intrants ont une teneur en humidité variable en fonction de la saison. Les plaquettes forestières ont par exemple une teneur en humidité de 50% fraichement coupée et ce taux d’humidité diminue à 30% après quelques mois de stockage.
Les réactions de pyrolyse prennent place lors de la poursuite de la montée en température dans l’au moins un premier réacteur à lit fluidisé dense. Il peut s’agir par exemple de réactions de dissociation et de fractionnement des polymères de la biomasse, cellulose, hémicellulose et lignine principalement. La nature des gaz formés et la quantité de goudrons (xylènes, phtalènes …) dépend de la température de pyrolyse, mais également de la cinétique de montée en température, très rapide dans le cas des lits fluidisés. Dans les premières réactions de dissociation lors de la montée en température les soufres et halogénés (chlore) sont également volatilisés (sous forme H2S et HCl, i.e. composés soufrés et/ou chlorés : polluants). Les gaz de pyrolyse et la vapeur d’eau évaporée sont évacués vers l’au moins un réacteur à lit fluidisé circulant pour oxydation. Le pouvoir calorifique de ce gaz est utilisé comme apport thermique dans le reste du système destiné à la production de gaz de synthèse et du procédé destiné à la production de gaz de synthèse. L’absence de refroidissement des gaz de pyrolyse entre l’au moins un premier réacteur à lit fluidisé dense et l’au moins un réacteur à lit fluidisé circulant ou entre l’étape de pyrolyse et l’étape d’oxydation assure l’absence de condensation des goudrons. Les composés non volatils restants sont les cendres (minéraux) et chars (autrement appelés carbone fixe).
À température élevée (550°C), toute la partie volatile et l’humidité se retrouvent dans le gaz qui est oxydé (soit 85% de la matière brute entrante). À cette température de pyrolyse, seuls les 13% de carbone fixe sont utilisés dans l’étape de gazéification. À température plus faible, la pyrolyse est incomplète et des molécules comportant carbone, hydrogène et oxygène restent avec le carbone fixe et les cendres. Cette fraction pouvant atteindre 35% de la matière entrante est utilisée pour la gazéification. Ainsi, abaisser la température de pyrolyse permet d’augmenter la fraction utilisée en gazéification tout en contrôlant la qualité du gaz obtenu à cette étape de gazéification. Les solides (carbone fixe et média de fluidisation) sont évacués par débordement vers l’au moins un deuxième réacteur à lit fluidisé dense pour gazéification.
Filtration & Craquage du gaz de synthèse
Comme indiqué précédemment, le risque de présence de goudrons dans le gaz de synthèse est très faible. Néanmoins, un filtre peut être prévu pour capturer les éventuelles poussières résiduelles par exemple et filtrer le gaz de synthèse. En outre, un équipement de craquage thermique peut convertir les molécules en molécules plus courtes. Le craquage thermique aura un fonctionnement analogue à celui d’un oxydateur thermique régénératif. Le gaz de synthèse dépoussiéré traversera un lit fixe de céramiques chaudes. L’échange de chaleur réchauffera le gaz jusqu’à 1100°C, les céramiques perdront leur chaleur progressivement. Le gaz de synthèse traversera alors une résistance électrique qui relèvera cette température à 1250°C. Il traversera un second lit de céramiques plus froides. L’échange de chaleur abaissera la température du gaz jusqu’à 650°C, les céramiques gagneront de la chaleur progressivement. Lorsque l’échange thermique se réduira, il y aura inversion du cycle, le lit de céramiques « chaudes » prendra le rôle de lit de céramiques « froides ».
Water Gaz Shift
Le gaz de synthèse, mélange de monoxyde de carbone et d’hydrogène, sera ensuite enrichi en hydrogène par une réaction de type « water gas shift » (WGS) sur catalyseur, durant laquelle le monoxyde de carbone et la vapeur d’eau seront convertis en dioxyde de carbone et en hydrogène. Les catalyseurs de préférence haute température permettent également d’hydrolyser le composé HCN pour le convertir en NH3 et CO. La composition du gaz de synthèse attendue en sortie de water gaz shift est la suivante :
[Tableau 2] Composition estimative du gaz de synthèse en sortie de WGS
Composition %vol kg/kg(H2)
CO, monoxyde de carbone 2% 0.8
H2, hydrogène 48% 1.3
CO2, dioxyde de carbone 23% 13.1
H2O, vapeur d’eau (excès) 27% 6.4
NH3 20 ppm 4.5x10-4
H2S + COS + CS2 < 1 ppm 4.5x10-6
HCl < 1 ppm 4.7x10-6
Le gaz de synthèse sera ensuite condensé avant de rejoindre un compresseur. Lors de cette condensation, les molécules très solubles que sont le NH3 et le HCl seront piégées dans l’eau. La composition du gaz de synthèse pourra alors être la suivante :
[Tableau 3] Composition estimative du gaz de synthèse après condensation / compression.
Composition %vol kg/kg(H2)
CO, monoxyde de carbone 3% 0.8
H2, hydrogène 65% 1.3
CO2, dioxyde de carbone 31% 13.1
H2O, vapeur d’eau (saturé) 1% 0.2
H2S + COS + CS2 < 1 ppm 4.5x10-6
Par ailleurs, des charbons actifs peuvent permettre la capture des composés soufrés résiduels.
Purification PSA
Enfin, l’hydrogène sera séparé des autres gaz du mélange sur un PSA (Pressure Swing Adsorption, cycles adsorption/désorption) afin de produire un hydrogène de préférence de l’hydrogène décarboné et/ou de récupération. Lors de cette opération, 20% de la production d’hydrogène pourra être utilisée pour balayer la capacité du PSA en phase de désorption (une spécification sur la qualité de l’hydrogène moins contraignante aurait tendance à réduire cette valeur). Optionnellement, l’hydrogène peut être converti en ammoniac.
Methanation
Selon une autre mode de réalisation, une méthanation catalytique ou biologique peut être réalisée afin d’obtenir un gaz naturel synthétique, de préférence un gaz naturel synthétique décarboné et/ou de récupération et de manière plus préférée du méthane. Lors de cette opération de l’hydrogène de préférence décarboné et/ou de récupération est combiné avec du CO2. Le gaz naturel synthétique produit, de préférence le méthane en plus d’être décarboné et/ou de récupération, découle d’un procédé et/ou système qui permet de réduire les émissions de CO2 et d’améliorer les rendements. En outre la qualité du gaz produit est améliorée.
L’invention peut faire l’objet de nombreuses variantes et applications autres que celles décrites ci-dessus. En particulier, sauf indication contraire, les différentes caractéristiques structurelles et fonctionnelles de chacune des mises en œuvre décrite ci-dessus ne doivent pas être considérées comme combinées et/ou étroitement et/ou inextricablement liées les unes aux autres, mais au contraire comme de simples juxtapositions. En outre, les caractéristiques structurelles et/ou fonctionnelles des différents modes de réalisation décrits ci-dessus peuvent faire l’objet en tout ou partie de toute juxtaposition différente ou de toute combinaison différente.

Claims (15)

  1. Système (100) destiné à la production de gaz de synthèse comprenant au moins un premier réacteur (10) à lit fluidisé dense, au moins un deuxième réacteur (11) à lit fluidisé dense, au moins un réacteur (12) à lit fluidisé circulant, au moins un séparateur (13), au moins un générateur de vapeur (30) dans lequel :
    • l’au moins un premier réacteur (10) à lit fluidisé dense est configuré pour une réaction de pyrolyse de matières premières et pour alimenter en matières solides pyrolysées l’au moins un deuxième réacteur (11) à lit fluidisé dense et pour alimenter en un premier fluide l’au moins un réacteur (12) à lit fluidisé circulant,
    • l’au moins un deuxième réacteur (11) à lit fluidisé dense est configuré pour une réaction de vapo-gazéification de matières solides pyrolysées et pour évacuer un gaz de synthèse et pour alimenter en média de fluidisation l’au moins un réacteur (12) à lit fluidisé circulant,
    • l’au moins un réacteur (12) à lit fluidisé circulant est configuré pour une réaction d’oxydation d’un premier fluide et pour alimenter en média de fluidisation et en fumées l’au moins un séparateur (13),
    • l’au moins un séparateur (13) est configuré pour séparer le média de fluidisation des fumées, et pour alimenter en média de fluidisation l’au moins un premier réacteur (10) à lit fluidisé dense et/ou l’au moins un deuxième réacteur (11) à lit fluidisé dense, et/ou l’au moins un réacteur (12) à lit fluidisé circulant et pour alimenter en fumées l’au moins un générateur de vapeur (30).
  2. Système (100) destiné à la production de gaz de synthèse selon la revendication 1, caractérisé en ce que l’au moins un séparateur (13) est configuré pour alimenter en média de fluidisation un répartiteur (14).
  3. Système (100) destiné à la production de gaz de synthèse selon la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce que la matière première est sélectionnée parmi des intrants ayant au moins 30 % de carbone tel que biomasse, CSR (combustible solide de récupération), déchets et/ou sous-produits du bois.
  4. Système (100) destiné à la production de gaz de synthèse selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que la matière première est sélectionnée parmi des intrants ayant un taux d’humidité inférieur ou égal à 40 %.
  5. Système (100) destiné à la production de gaz de synthèse selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que l’au moins un générateur de vapeur (30) est configuré pour alimenter en fluide non oxydant l’au moins un premier réacteur (10) à lit fluidisé dense et l’au moins un deuxième réacteur à lit fluidisé dense (11).
  6. Système destiné à la production d’hydrogène comprenant au moins un système (100) destiné à la production de gaz de synthèse selon l’une des revendications 1 à 5, le système destiné à la production d’hydrogène comprenant en outre :
    • Un moyen de filtration configuré pour filtrer le gaz de synthèse,
    • Un moyen de conversion du monoxyde de carbone configuré pour convertir le monoxyde de carbone et la vapeur d’eau en dioxyde de carbone et hydrogène,
    • Un moyen de purification configuré pour purifier l’hydrogène et obtenir un hydrogène.
  7. Système destiné à la production d’hydrogène selon la revendication 6, caractérisé en ce qu’il comprend un moyen de conversion configuré pour convertir l’hydrogène en ammoniac.
  8. Système destiné à la production de gaz naturel synthétique comprenant au moins un système (100) destiné à la production de gaz de synthèse selon l’une des revendications 1 à 5, le système destiné à la production de gaz naturel synthétique comprenant en outre :
    • Un moyen de filtration configuré pour filtrer le gaz de synthèse,
    • Un moyen de conversion du monoxyde de carbone configuré pour convertir le monoxyde de carbone et la vapeur d’eau en dioxyde de carbone et hydrogène
    • Un moyen de méthanation configuré pour convertir l’hydrogène et/ou le dioxyde de carbone en gaz naturel synthétique.
  9. Procédé (200) destiné à la production de gaz de synthèse susceptible d’être mis en œuvre dans un système (100) destiné à la production de gaz de synthèse selon l’une des revendications 1 à 5, comprenant :
    • Une étape de pyrolyse (220) à partir de matière première dans au moins un premier réacteur (10) à lit fluidisé dense de façon à former un premier fluide et des matières solides pyrolysées,
    • Une étape de vapo-gazéification (230) dans au moins un deuxième réacteur (11) à lit fluidisé dense à partir des matières solides pyrolysées de façon à former un gaz de synthèse,
    • Une étape d’oxydation (240) dans au moins un réacteur (12) à lit fluidisé circulant à partir du premier fluide de façon à générer des fumées,
    • Une étape de transfert thermique (250) par au moins un séparateur (13) à partir d’un média de fluidisation entre l’au moins un séparateur (13) et l’au moins un premier réacteur à lit fluidisé dense (10) et/ou l’au moins un deuxième réacteur (11) à lit fluidisé dense et/ou l’au moins un réacteur (12) à lit fluidisé circulant,
    • une étape de génération de vapeur (260) à partir des fumées par au moins un générateur de vapeur (30).
  10. Procédé destiné à la production d’hydrogène susceptible d’être mis en œuvre dans un système destiné à la production d’hydrogène selon la revendication 6, le procédé destiné à la production d’hydrogène comprenant un procédé (200) destiné à la production d’un gaz de synthèse selon la revendication 9 et comprenant en outre :
    • Une étape de filtration par un moyen de filtration, du gaz de synthèse,
    • Une étape d’enrichissement, par un moyen de conversion du monoxyde de carbone, du gaz de synthèse,
    • Une étape de purification par un moyen de purification pour purifier l’hydrogène et obtenir un hydrogène.
  11. Procédé destiné à la production de d’hydrogène selon la revendication 10, caractérisé en ce qu’il comprend une étape de conversion par un moyen de conversion de l’hydrogène en ammoniac.
  12. Procédé destiné à la production de gaz naturel synthétique susceptible d’être mis en œuvre dans un système destiné à la production de gaz naturel synthétique selon la revendication 8, le procédé destiné à la production de gaz naturel synthétique comprenant un procédé (200) destiné à la production d’un gaz de synthèse selon la revendication 9 et comprenant en outre :
    • Une étape de filtration par un moyen de filtration, du gaz de synthèse,
    • Une étape d’enrichissement, par un moyen de conversion du monoxyde de carbone, du gaz de synthèse,
    • Une étape de méthanation par un moyen de méthanation pour convertir le l’hydrogène et/ou le dioxyde de carbone en gaz naturel synthétique.
  13. Unité de production de gaz de synthèse comprenant au moins un et au plus 100 système(s) (100) destiné(s) à la production de gaz de synthèse selon l’une des revendication 1 à 5.
  14. Utilisation d’un système (100) destiné à la production de gaz de synthèse selon l’une des revendications 1 à 5 dans la production d’électricité, dans la production d’hydrogène, dans la production de gaz naturel synthétique, dans la production de méthane, dans la production d’ammoniac, dans la production de vapeur, dans la production de chaleur, dans la production de carburant de substitution, dans la valorisation du CO2, dans la production de méthanol, dans des réseaux électriques, dans le transport, dans des piles à combustibles, dans la production industrielle.
  15. Système destiné à la production de gaz de synthèse selon l’une des revendications 1 à 5 pour la production d’au moins un carburant de substitution pour le transport et/ou la génération d’électricité.
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