EP1946026B1 - Procede de traitement d'un courant de gnl obtenu par refroidissement au moyen d'un premier cycle de refrigeration et installation associee - Google Patents

Procede de traitement d'un courant de gnl obtenu par refroidissement au moyen d'un premier cycle de refrigeration et installation associee Download PDF

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EP1946026B1
EP1946026B1 EP06820179.7A EP06820179A EP1946026B1 EP 1946026 B1 EP1946026 B1 EP 1946026B1 EP 06820179 A EP06820179 A EP 06820179A EP 1946026 B1 EP1946026 B1 EP 1946026B1
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heat
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    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/60—Closed external refrigeration cycle with single component refrigerant [SCR], e.g. C1-, C2- or C3-hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/66—Closed external refrigeration cycle with multi component refrigerant [MCR], e.g. mixture of hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/80—Retrofitting, revamping or debottlenecking of existing plant
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S62/00—Refrigeration
    • Y10S62/927—Natural gas from nitrogen

Definitions

  • An object of the invention is therefore to provide an autonomous process for treating a stream of LNG, which has an improved yield and which can easily be implemented in units of various structures.
  • the subject of the invention is a method according to claim 1.
  • the method according to the invention may comprise one or more of the features of claims 2 to 10.
  • the invention also relates to an installation according to claim 11.
  • the installation according to the invention may comprise one or more of the features of claims 12 to 19.
  • the first subcooling installation 9 is intended for the production, from a stream 11 of liquefied natural gas (LNG) starting at a temperature below -90 ° C, a denitrogenated LNG stream 13.
  • LNG liquefied natural gas
  • the installation 9 also produces a fuel gas stream 16 rich in nitrogen.
  • the starting LNG stream 11 is produced by a natural gas liquefaction unit including a first refrigeration cycle 17.
  • the first cycle 17 comprises, for example, a cycle comprising means for condensing and vaporizing a mixture of hydrocarbons.
  • the installation 9 comprises a first subcooling heat exchanger 19, a second half-open refrigeration cycle 21, independent of the first cycle 17, and a denitrogenation unit 23.
  • the second refrigeration cycle 21 comprises a stage 25 compression apparatus having a plurality of compression stages 27.
  • Each stage 27 comprises a compressor 29 and a refrigerant 31.
  • the second cycle 21 further comprises a second heat exchanger 33, a third heat exchanger 35, an expansion valve 37 and an auxiliary compressor 39 coupled to a main expansion turbine 41.
  • the second cycle 21 also comprises an auxiliary refrigerant 43.
  • the stage compressor comprises four compressors 29.
  • the four compressors 29 are driven by the same source 45 of external energy.
  • the source 45 is for example a gas turbine engine type.
  • the refrigerants 31 and 43 are cooled by water and / or air.
  • the denitrogenation unit 23 comprises an intermediate hydraulic turbine 47 coupled to a current generator 48, a distillation column 49, a heat exchanger 51 at the top of the column and a heat exchanger 53 at the bottom of the column. It further comprises a pump 55 for evacuating the de-nitrogenated LNG 13.
  • the starting LNG stream 11 from the liquefaction unit 15 is at a temperature below -90 ° C, for example at-130 ° C.
  • This stream 11 comprises for example substantially 5% nitrogen, 90% methane and 5% ethane, and its flow rate is 50,000 kmol / h.
  • the LNG stream 11 is introduced into the first heat exchanger 19, where it is subcooled to a temperature of-150 ° C to produce a subcooled LNG stream 57.
  • the stream 57 is then introduced into the hydraulic turbine 47 and dynamically expanded to a low pressure, to form a stream 59 expanded.
  • This stream 59 is essentially liquid, that is to say that it contains less than 2 mol% of gas.
  • the stream 59 is cooled in the foot heat exchanger 53, then introduced into an expansion valve 61 where it forms a feed stream 64 of the column 49.
  • the stream 64 is introduced at the top of the distillation column 49 at a low distillation pressure.
  • the low distillation pressure is slightly above atmospheric pressure. In this example, this pressure is 1.25 bar, and the temperature of stream 64 is about -165 ° C.
  • a make-up stream 63 of natural gas, substantially of the same composition as the starting LNG stream 11, is cooled in the head exchanger 51 and then expanded in a valve 65 and mixed with the depressurized subcooled LNG stream 59. upstream of the valve 61.
  • a reboiling stream 68 is extracted from the column 49 at an intermediate stage Ni, located in the vicinity of the bottom of this column.
  • the stream 68 is introduced into the exchanger 53, where it is heated by heat exchange with the expanded sub-cooled LNG 59 stream, before being reintroduced into the column 49 under the intermediate level Ni.
  • a liquid foot stream 67 containing less than 1% nitrogen is withdrawn from column 49. This foot stream 67 is pumped by pump 55 to form the denitrogenated LNG stream 13 to be sent to a storage.
  • This stream 69 is heated by heat exchange with the makeup stream 63 in the head exchanger 51 to form a heated stream 71.
  • This stream 71 is introduced into the first stage 27A of the compression apparatus 25.
  • the heated overhead stream 71 is successively compressed in the first stage 27A and in the second stage 27B of the compressor 25 to substantially a low cycle pressure PB, then compressed in the third compression stage 27C before being introduced into the fourth compression stage 27D.
  • the overhead stream 71 is compressed in the compressor 29 followed by cooling to a temperature of about 35 ° C in the associated refrigerant 31.
  • a first portion 16 of the compressed head stream in the fourth compression stage 27D is extracted from the compressor 29D at an intermediate pressure P1 to form the fuel gas stream.
  • the intermediate pressure PI is for example greater than 20 bar, and preferably substantially equal to 30 bar.
  • the low cycle pressure PB is, for example, less than 20 bar.
  • a second portion 73 of the overhead current continues its compression in the compressor 29D to a mean pressure substantially equal to 50 bar to form a flow of refrigerant starting fluid.
  • the current 73 is cooled in the exchanger 31D and then introduced into the auxiliary compressor 39.
  • the flow rate of the starting coolant stream 73 is much greater than the flow rate of the fuel gas stream 16.
  • the ratio between the two flow rates is, in this example, substantially equal to 6.5.
  • This high pressure is between 40 and 100 bar, preferably between 50 and 80 bar and advantageously between 60 and 75 bar.
  • the stream 73 coming from the compressor 39 forms, after passing through the refrigerant 43, a stream of compressed refrigerant 75.
  • the overhead stream 69 contains less than 5% by mass of hydrocarbons VS 2 + , so that the stream 75 is purely gaseous. When the high pressure is greater than about 60 bar, the stream 75 is a supercritical fluid.
  • the stream 75 is then cooled in the second heat exchanger 33 and separated at the outlet of this exchanger 33 into a minority sub-cooling flow stream 77 and a main cooling stream 79.
  • the ratio of these two flows is of the order of 0.5.
  • the subcooling stream 77 is cooled in the third exchanger 35 and then in the first exchanger 19 to form a cooled subcooling stream 81.
  • the stream 81 is expanded to the low cycle pressure PB in the valve 37, from which it exits as a substantially liquid subcooling stream 83, i.e. containing less than 10 % mol of gas.
  • the stream 83 is then introduced into the first exchanger 19, where it vaporizes and cools the stream 81 and the starting LNG stream 11 by heat exchange, to form, at the outlet of the first exchanger 19, a stream 85 of heated cooling.
  • the main gas stream 79 is expanded in the turbine 41 to substantially the low cycle pressure PB and mixed with the heated stream 85 from the first heat exchanger 19 to form a mixing stream 87.
  • the mixing stream 87 is then introduced successively into the third heat exchanger 35, then into the second heat exchanger 33, where it cools by heat exchange relation, respectively the heat flow. -cooling 77 and the compressed coolant stream 75.
  • the heated mixing stream 89 from the exchanger 33 is then introduced into the compression apparatus 25 at the inlet of the third compression stage 27C, substantially at the low pressure PB.
  • curve 91 of efficiency of cycle 21 in the process according to the invention is represented as a function of the temperature value of the LNG stream 11. As illustrated in this Figure, the yields are greater than 44%, which constitutes a significant gain over the methods of the state of the art involving a so-called inverted semi-open Brayton cycle.
  • the method and plant 9 of the present invention are used either in new liquefaction units or to improve the performance of existing LNG production units. In the latter case, at equal power consumption, the production of nitrogenized LNG can be increased from 5% to 20%.
  • the method and plant 9 according to the invention can also be used to subcool and de-nitrogen LNG produced in natural gas liquids extraction (NGL) processes.
  • NNL natural gas liquids extraction
  • the installation 99 shown on the Figure 3 differs from the first installation 9 in that the expansion valve 37 located downstream of the first exchanger is replaced by a dynamic expansion turbine 101 coupled to a current generator 103.
  • the method of treating the LNG stream in this installation is also identical to the method implemented in the installation 9, to the numerical values.
  • a stream of ethane 92 is mixed with the heated mixture stream 89 before it is introduced into the third compression stage 27C.
  • the third installation according to the invention 104 is represented on the Figure 4 .
  • This installation 104 differs from the second installation 99 in that it also comprises a third refrigeration cycle 105 closed, independent of the first and second cycles 17 and 21.
  • the third cycle 105 comprises a secondary compressor 107, first and second secondary refrigerants 109A and 109B, an expansion valve 111 and a separator tank 113.
  • This cycle is carried out using a secondary refrigerant fluid stream 115 made of propane.
  • the gaseous stream 115 at low pressure is introduced into the compressor 107, then cooled and condensed at the high pressure in the coolers 109A and 109B to form a stream 117 of partially liquid propane.
  • This stream 117 is cooled in the exchanger 33, then introduced into the expansion valve 111, where it is expanded and forms a two-phase stream of expanded propane 119.
  • the stream 119 is introduced into the separator tank 113 to form a liquid fraction 121 extracted from the base of the balloon 113.
  • the fraction 121 is introduced into the exchanger 33, where it is vaporized by heat exchange with the stream 117 and with the stream 75 compressed refrigerant, before being introduced into the balloon 113.
  • the gaseous fraction from the head of the flask 113 forms the gaseous propane stream 115.
  • the efficiency of the cycle 21 is then increased by 4% on average with respect to the efficiency of the process implemented in the first installation 9.
  • the fourth installation 25 according to the invention 125 differs from that shown on the Figure 4 in that the third refrigerant cycle 105 is devoid of a separator tank 113.
  • the stream 119 coming from the valve 111 is thus directly introduced into the second exchanger 33 and completely vaporized in this exchanger.
  • the refrigerant 115 is composed of a mixture of ethane and propane.
  • the ethane content in the fluid 115 is substantially equal to the propane content.
  • the average efficiency of the second refrigeration cycle is then increased by about 0.5% with respect to the efficiency of the process implemented in the third installation 104 when the temperature is below - 130 ° C.
  • the overall efficiency of the installation of the Figure 5 slightly above 50%, compared with around 47.5% for Figure 1 , 47.6% for that of Figure 3 and 49.6% for that of Figure 4 .

Description

  • La présente invention concerne un procédé de traitement d'un courant de GNL obtenu par refroidissement au moyen d'un premier cycle de réfrigération, le procédé étant du type comprenant les étapes suivantes :
    1. (a) on introduit le courant de GNL porté à une température inférieure à - 100°C dans un premier échangeur thermique ;
    2. (b) on sous-refroidit le courant de GNL dans le premier échangeur thermique par échange thermique avec un fluide réfrigérant pour former un courant de GNL sous-refroidi ; et
    3. (c) on fait subir au fluide réfrigérant un deuxième cycle de réfrigération semi-ouvert, indépendant du premier cycle.
  • On connaît de US -B- 6 308 531 un procédé du type précité, dans lequel on liquéfie un courant de gaz naturel à l'aide d'un premier cycle de réfrigération qui met en oeuvre la condensation et la vaporisation d'un mélange d'hydrocarbures. La température du gaz obtenu est d'environ -100°C. Puis, on sous-refroidit le GNL produit jusqu'à environ -170°C à l'aide d'un deuxième cycle de réfrigération de type dit « cycle de Brayton inversé » semi-ouvert comprenant un compresseur à étages et une turbine de détente de gaz.
  • Un tel procédé ne donne pas entière satisfaction. En effet, le rendement maximal du cycle dit de Brayton inversé est limité à 40% environ. Par ailleurs, son fonctionnement en cycle semi-ouvert est difficile à mettre en oeuvre.
  • L'Article « High efficiency 6MTPA LNG Train Design Via Two Différent Mixed Refrigerant Processes » XP009052299 décrit un procédé de traitement comprenant notamment les étapes (a) à (g) définies dans la revendication 1.
  • Toutefois, ce procédé ne comprend pas les étapes suivantes :
    • le courant de fluide réfrigérant comprimé issu du deuxième échangeur thermique est séparé en un courant de refroidissement principal et en le courant de sous-refroidissement du GNL ;
    • le courant de refroidissement principal est détendu sensiblement jusqu'à la pression basse dans une turbine principale,
    • le courant de sous-refroidissement du GNL issu du premier échangeur thermique après détente forme un courant essentiellement liquide de sous-refroidissement du GNL ;
    • le courant essentiellement liquide de sous-refroidissement est vaporisé dans le premier échangeur thermique pour former le courant de sous-refroidissement réchauffé ;
    • le courant de sous-refroidissement issu de la turbine principale est mélangé avec le courant de sous-refroidissement réchauffé pour former un courant de mélangé;
    • le courant de mélange est réchauffé successivement dans le troisième échangeur thermique, puis dans le deuxième échangeur thermique pour former le courant de fluide réfrigérant réchauffé qui est par la suite comprimé dans le compresseur à étages.
  • Un but de l'invention est donc de disposer d'un procédé autonome de traitement d'un courant de GNL, qui présente un rendement amélioré et qui peut facilement être mis en oeuvre dans des unités de structures diverses.
  • A cet effet, l'invention a pour objet un procédé selon la revendication 1.
  • Le procédé selon l'invention peut comprendre une ou plusieurs des caractéristiques des revendications 2 à 10.
  • L'invention a également pour objet une installation selon la revendication 11.
  • L'installation selon l'invention peut comprendre une ou plusieurs des caractéristiques des revendications 12 à 19.
  • Des exemples de mise en oeuvre de l'invention vont maintenant être décrits en regard des dessins annexés, sur lesquels :
    • la Figure 1 est un schéma synoptique fonctionnel d'une première installation selon l'invention ;
    • la Figure 2 est un graphe représentant les courbes d'efficacité du deuxième cycle de réfrigération de l'installation de la Figure 1, en fonction de la température du GNL à l'entrée du premier échangeur ;
    • la Figure 3 est un schéma analogue à celui de la Figure 1 d'une deuxième installation selon l'invention ;
    • la Figure 4 est un schéma analogue à celui de la Figure 1 d'une troisième installation selon l'invention ; et
    • la Figure 5 est un schéma analogue à celui de la Figure 1 d'une quatrième installation selon l'invention.
  • La première installation 9 de sous-refroidissement selon l'invention, représentée sur la Figure 1, est destinée à la production, à partir d'un courant 11 de gaz naturel liquéfié (GNL) de départ porté à une température inférieure à - 90°C, d'un courant de GNL déazoté 13. L'installation 9 produit également un courant de gaz combustible 16 riche en azote.
  • Comme illustré par la Figure 1, le courant 11 de GNL de départ est produit par une unité 15 de liquéfaction de gaz naturel comprenant un premier cycle 17 de réfrigération. Le premier cycle 17 comporte par exemple un cycle comprenant des moyens de condensation et de vaporisation d'un mélange d'hydrocarbures.
  • L'installation 9 comprend un premier échangeur thermique 19 de sous-refroidissement, un deuxième cycle de réfrigération 21 semi-ouvert, indépendant du premier cycle 17, et une unité de déazotation 23.
  • Le deuxième cycle de réfrigération 21 comprend un appareil de compression 25 à étages comportant une pluralité d'étages 27 de compression. Chaque étage 27 comprend un compresseur 29 et un réfrigérant 31.
  • Le deuxième cycle 21 comprend en outre un deuxième échangeur thermique 33, un troisième échangeur thermique 35, une vanne de détente 37 et un compresseur auxiliaire 39 accouplé à une turbine principale de détente 41. Le deuxième cycle 21 comprend également un réfrigérant auxiliaire 43.
  • Dans l'exemple représenté sur la Figure 1, l'appareil 25 de compression à étages comprend quatre compresseurs 29. Les quatre compresseurs 29 sont entraînés par la même source 45 d'énergie extérieure. La source 45 est par exemple un moteur de type turbine à gaz.
  • Les réfrigérants 31 et 43 sont refroidis par de l'eau et/ou de l'air.
  • L'unité de déazotation 23 comprend une turbine hydraulique intermédiaire 47 couplée à un générateur de courant 48, une colonne 49 de distillation, un échangeur thermique 51 de tête de colonne et un échangeur thermique 53 de pied de colonne. Il comprend en outre une pompe 55 d'évacuation du GNL déazoté 13.
  • Dans tout ce qui suit, on désignera par une même référence un courant de liquide et la conduite qui le véhicule, les pressions considérées sont des pressions absolues, et les pourcentages considérés sont des pourcentages molaires.
  • Le courant de GNL de départ 11 issu de l'unité de liquéfaction 15 est à une température inférieure à - 90°C, par exemple à - 130°C. Ce courant 11 comprend par exemple sensiblement 5% d'azote, 90% de méthane et 5% d'éthane, et son débit est de 50 000 kmol/h.
  • Le courant de GNL 11 est introduit dans le premier échangeur thermique 19, où il est sous-refroidi jusqu'à une température de - 150°C pour produire un courant 57 de GNL sous-refroidi.
  • Le courant 57 est ensuite introduit dans la turbine hydraulique 47 et détendu dynamiquement jusqu'à une pression basse, pour former un courant 59 détendu. Ce courant 59 est essentiellement liquide, c'est-à-dire qu'il contient moins de 2% mol de gaz. Le courant 59 est refroidi dans l'échangeur thermique de pied 53, puis introduit dans une vanne de détente 61 où il forme un courant 64 d'alimentation de la colonne 49.
  • Le courant 64 est introduit en tête de la colonne de distillation 49, à une pression basse de distillation. La pression basse de distillation est légèrement supérieure à la pression atmosphérique. Dans cet exemple, cette pression est 1,25 bar, et la température du courant 64 est environ -165°C.
  • Un courant d'appoint 63 de gaz naturel, sensiblement de même composition que le courant de GNL de départ 11, est refroidi dans l'échangeur de tête 51 puis détendu dans une vanne 65 et mélangé au courant de GNL sous-refroidi détendu 59 en amont de la vanne 61.
  • Un courant 68 de rebouillage est extrait de la colonne 49 à un étage intermédiaire Ni, situé au voisinage du fond de cette colonne. Le courant 68 est introduit dans l'échangeur 53, où il se réchauffe par échange thermique avec le courant de GNL 59 sous-refroidi détendu, avant d'être réintroduit dans la colonne 49 sous le niveau intermédiaire Ni.
  • Un courant de pied liquide 67 contenant moins de 1 % d'azote est extrait de la colonne 49. Ce courant de pied 67 est pompé par la pompe 55 pour former le courant de GNL déazoté 13 destiné à être envoyé à un stockage.
  • Un courant de tête gazeux 69, contenant près de 50 % d'azote, est extrait de la colonne de distillation 49. Ce courant 69 est réchauffé par échange thermique avec le courant d'appoint 63 dans l'échangeur de tête 51 pour former un courant de tête réchauffé 71. Ce courant 71 est introduit dans le premier étage 27A de l'appareil de compression 25.
  • Le courant de tête réchauffé 71 est successivement comprimé dans le premier étage 27A et dans le deuxième étage 27B du compresseur 25 jusqu'à sensiblement une pression basse de cycle PB, puis comprimé dans le troisième étage de compression 27C avant d'être introduit dans le quatrième étage de compression 27D. Dans chaque étage 27 du compresseur, le courant de tête 71 subit une compression dans le compresseur 29 suivi d'un refroidissement à une température d'environ 35°C dans le réfrigérant 31 associé.
  • Une première partie 16 du courant de tête comprimé dans le quatrième étage de compression 27D est extraite du compresseur 29D, à une pression intermédiaire PI, pour former le courant de gaz combustible.
  • La pression intermédiaire PI est par exemple supérieure à 20 bars, et de préférence sensiblement égale à 30 bars. La pression basse de cycle PB est par exemple inférieure à 20 bars.
  • Une deuxième partie 73 du courant de tête poursuit sa compression dans le compresseur 29D jusqu'à une pression moyenne sensiblement égale à 50 bars pour former un courant de fluide réfrigérant de départ.
  • Le courant 73 est refroidi dans l'échangeur 31D puis introduit dans le compresseur auxiliaire 39.
  • Le débit du courant de fluide réfrigérant de départ 73 est très supérieur au débit du courant de gaz combustible 16. Le rapport entre les deux débits est, dans cet exemple, sensiblement égal à 6,5.
  • Le courant 73 est alors comprimé dans le compresseur 39 jusqu'à une pression haute de cycle PH. Cette pression haute est comprise entre 40 et 100 bars, de préférence entre 50 et 80 bars et avantageusement entre 60 et 75 bars.
  • Le courant 73 issu du compresseur 39 forme, après passage dans le réfrigérant 43, un courant de fluide réfrigérant comprimé 75. Le courant de tête 69 contient moins de 5% en masse d'hydrocarbures C 2 + ,
    Figure imgb0001
     de sorte que le courant 75 est purement gazeux. Lorsque la pression haute est supérieure à 60 bars environ, le courant 75 est un fluide supercritique.
  • Le courant 75 est ensuite refroidi dans le deuxième échangeur thermique 33 et séparé à la sortie de cet échangeur 33 en un courant minoritaire 77 de sous-refroidissement du GNL et un courant majoritaire 79 de refroidissement principal. Le rapport de ces deux débits est de l'ordre de 0,5.
  • Le courant de sous-refroidissement 77 est refroidi dans le troisième échangeur 35, puis dans le premier échangeur 19 pour former un courant 81 de sous-refroidissement refroidi. Le courant 81 est détendu jusqu'à la pression basse de cycle PB dans la vanne 37, d'où il sort sous la forme d'un courant de sous-refroidissement essentiellement liquide 83, c'est-à-dire contenant moins de 10% mol de gaz.
  • Le courant 83 est alors introduit dans le premier échangeur 19, où il se vaporise et refroidit par échange thermique le courant 81 et le courant de GNL de départ 11, pour former, à la sortie du premier échangeur 19, un courant 85 de sous-refroidissement réchauffé.
  • Le courant principal gazeux 79 est détendu dans la turbine 41 jusqu'à sensiblement la pression basse de cycle PB et mélangé au courant réchauffé 85 issu du premier échangeur 19 pour former un courant de mélange 87. Le courant de mélange 87 est alors introduit successivement dans le troisième échangeur 35, puis dans le deuxième échangeur 33, où il refroidit par relation d'échange thermique, respectivement le courant de sous-refroidissement 77 et le courant de fluide réfrigérant comprimé 75.
  • Le courant de mélange réchauffé 89 issu de l'échangeur 33 est alors introduit dans l'appareil de compression 25 à l'entrée du troisième étage de compression 27C, sensiblement à la pression basse PB.
  • A titre d'illustration, les valeurs de pression, des températures et des débits dans le cas où la pression haute de cycle PH est sensiblement égale à 75 bars sont données dans le tableau ci-dessous. TABLEAU 1
    Courant Température °C Pression (bars) Débit (kmol/h)
    11 -130,0 49,1 50000
    13 -161,1 5,3 46724
    16 67,0 30,0 4876
    57 -150,0 49,0 50000
    59 -150,7 5,0 50000
    63 -34,0 50,0 1600
    64 -164,9 1,3 51600
    67 -161,1 1,2 46724
    69 -165,2 1,2 4876
    71 -48,6 1,2 4876
    73 124,0 50,9 31768
    75 35,0 74,7 31768
    77 -38,2 74,2 11496
    79 -38,2 74,2 20272
    81 -150,0 73,6 11496
    83 -155,2 11,0 11496
    85 -132,0 10,9 11496
    87 -130,3 10,9 31768
    89 34,38 10,7 31768
  • Sur la Figure 2, la courbe 91 d'efficacité du cycle 21 dans le procédé selon l'invention est représentée en fonction de la valeur de température du courant de GNL 11. Comme l'illustre cette Figure, les rendements sont supérieurs à 44%, ce qui constitue un gain notable par rapport aux procédés de l'état de la technique faisant intervenir un cycle dit de Brayton inversé semi-ouvert.
  • Ce résultat est obtenu de manière simple, puisqu'il n'est pas nécessaire de prévoir des moyens de stockage et de préparation d'un fluide réfrigérant, le fluide réfrigérant 73 étant délivré en continu par l'installation 9.
  • Le procédé et l'installation 9 de la présente invention sont utilisés soit dans des unités de liquéfaction nouvelles, soit pour améliorer les performances d'unités de production de GNL existantes. Dans ce dernier cas, à puissance consommée égale, la production de GNL déazoté peut être augmentée de 5% à 20%. Le procédé et l'installation 9 selon l'invention peuvent également être utilisés pour sous-refroidir et déazoter du GNL produit dans des procédés d'extraction de liquides du gaz naturel (LGN).
  • L'installation 99 représentée sur la Figure 3 diffère de la première installation 9 en ce que la vanne de détente 37 située en aval du premier échangeur est remplacée par une turbine 101 de détente dynamique accouplée à un générateur de courant 103.
  • Le procédé de traitement du courant de GNL dans cette installation est par ailleurs identique au procédé mis en oeuvre dans l'installation 9, aux valeurs numériques près.
  • Dans une variante représentée en pointillés sur la Figure 3, un courant d'éthane 92 est mélangé au courant de mélange réchauffé 89, avant son introduction dans le troisième étage de compression 27C.
  • L'efficacité du cycle 21 est alors encore augmentée, comme l'illustre la courbe 93 de la Figure 2.
  • La troisième installation selon l'invention 104 est représentée sur la Figure 4. Cette installation 104 diffère de la deuxième installation 99 en ce qu'elle comprend en outre un troisième cycle de réfrigération 105 fermé, indépendant des premier et deuxième cycles 17 et 21.
  • Le troisième cycle 105 comporte un compresseur secondaire 107, des premier et deuxième réfrigérants secondaires 109A et 109B, une vanne de détente 111 et un ballon séparateur 113.
  • Ce cycle est mis en oeuvre à l'aide d'un courant de fluide réfrigérant secondaire 115 constitué de propane. Le courant gazeux 115 à la basse pression est introduit dans le compresseur 107, puis refroidi et condensé à la haute pression dans les réfrigérants 109A et 109B pour former un courant 117 de propane partiellement liquide. Ce courant 117 est refroidi dans l'échangeur 33, puis introduit dans la vanne de détente 111, où il est détendu et forme un courant diphasique de propane détendu 119.
  • Le courant 119 est introduit dans le ballon séparateur 113 pour former une fraction liquide 121 extraite du pied du ballon 113. La fraction 121 est introduite dans l'échangeur 33, où elle est vaporisée par échange thermique avec le courant 117 et avec le courant 75 de fluide réfrigérant comprimé, avant d'être introduite dans le ballon 113.
  • La fraction gazeuse issue de la tête du ballon 113 forme le courant de propane gazeux 115.
  • Comme l'illustre la courbe 123 de la Figure 2, l'efficacité du cycle 21 est alors augmentée de 4% en moyenne par rapport à l'efficacité du procédé mis en oeuvre dans la première installation 9.
  • La quatrième installation 25 selon l'invention 125, représentée sur la Figure 5, diffère de celle représentée sur la Figure 4 en ce que le troisième cycle réfrigérant 105 est dépourvu de ballon séparateur 113. Le courant 119 issu de la vanne 111 est donc directement introduit dans le deuxième échangeur 33 et totalement vaporisé dans cet échangeur.
  • Par ailleurs, le fluide réfrigérant 115 est composé d'un mélange d'éthane et de propane. La teneur en éthane dans le fluide 115 est sensiblement égale à la teneur en propane.
  • Comme l'illustre la courbe 126 de la Figure 2, l'efficacité moyenne du deuxième cycle de réfrigération est alors augmentée de 0,5% environ par rapport à l'efficacité du procédé mis en oeuvre dans la troisième installation 104 lorsque la température est inférieure à - 130°C. En tenant compte de l'énergie produite par la turbine 47, le rendement global de l'installation de la Figure 5 est légèrement supérieur à 50%, contre environ 47,5% pour celle de la Figure 1, 47,6% pour celle de la Figure 3 et 49,6% pour celle de la Figure 4.

Claims (19)

  1. Procédé de traitement d'un courant (11) de GNL obtenu par refroidissement au moyen d'un premier cycle de réfrigération (17), le procédé étant du type comprenant les étapes suivantes :
    (a) on introduit le courant de GNL (11) porté à une température inférieure à -100°C dans un premier échangeur thermique (19) ;
    (b) on sous-refroidit le courant de GNL (11) dans le premier échangeur thermique par échange thermique avec un fluide réfrigérant (83) pour former un courant de GNL sous-refroidi (57) ; et
    (c) on fait subir au fluide réfrigérant (83) un deuxième cycle de réfrigération (21) semi-ouvert, indépendant du premier cycle (15),
    (d) on détend dynamiquement le courant de GNL sous-refroidi (57) dans une turbine intermédiaire (47) en maintenant ce courant essentiellement à l'état liquide ;
    (e) on refroidit et on détend le courant (59) issu de la turbine intermédiaire (47), puis on l'introduit dans une colonne de distillation (49) ;
    (f) on récupère un courant de GNL déazoté (67) en pied de la colonne (49), et un courant de gaz (69) en tête de la colonne (49) ; et
    (g) on comprime le courant de gaz de tête (69) dans un compresseur à étages (25), et on extrait, à un étage de pression intermédiaire (29D) du compresseur (25), une première partie (16) du courant de gaz de tête (69) porté à une pression intermédiaire PI pour former un courant de gaz combustible;
    le deuxième cycle de réfrigération (21) comportant les étapes suivantes :
    (i) on forme un courant de fluide réfrigérant de départ (73) à partir d'une deuxième partie du gaz de tête (69) comprimé à la pression intermédiaire PI ;
    (ii) on comprime le courant de fluide réfrigérant de départ (73) jusqu'à une pression haute PH supérieure à la pression intermédiaire PI pour former un courant de fluide réfrigérant comprimé (75) ;
    (iii) on refroidit le courant de fluide réfrigérant comprimé (75) dans un deuxième échangeur thermique (33) ;
    (iv) on sépare le courant de fluide réfrigérant comprimé (75) issu du deuxième échangeur thermique (33) en un courant de refroidissement principal (79) et un courant de sous-refroidissement du GNL (77) ;
    (v) on refroidit le courant de sous-refroidissement (77) dans un troisième échangeur thermique (35) puis dans le premier échangeur thermique (19);
    (vi) on détend le courant de sous-refroidissement (81) issu du premier échangeur thermique (19) jusqu'à une pression basse PB inférieure à la pression intermédiaire PI pour former un courant essentiellement liquide (83) de sous-refroidissement du GNL ;
    (vii) on vaporise le courant essentiellement liquide de sous-refroidissement (83) dans le premier échangeur thermique (19) pour former un courant de sous-refroidissement réchauffé (85) ;
    (viii) on détend le courant de refroidissement principal (79) sensiblement jusqu'à la pression basse PB dans une turbine principale (41), et on mélange le courant de refroidissement issu de la turbine principale (41) avec le courant de sous-refroidissement réchauffé (85) pour former un courant de mélange (87) ;
    (ix) on réchauffe le courant de mélange (87) successivement dans le troisième échangeur thermique (35) puis dans le deuxième échangeur thermique (33) pour former un courant de mélange réchauffé (89) ; et
    (x) on introduit le courant de mélange réchauffé (89) dans le compresseur (25) à un étage de pression basse (29C) situé en amont de l'étage de pression intermédiaire (29D).
  2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la pression haute PH est comprise entre 40 et 100 bars environ, de préférence entre 50 et 80 bars environ et notamment entre 60 et 75 bars environ.
  3. Procédé selon l'une des revendications 1 ou 2, caractérisé en ce que la pression basse PB est inférieure à environ 20 bars.
  4. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que, lors de l'étape (vi), on détend dynamiquement le courant de sous-refroidissement (81) issu du premier échangeur thermique (19) dans une turbine de détente de liquide (101).
  5. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que, lors de l'étape (ii), on comprime au moins partiellement le courant de fluide réfrigérant de départ (73) dans un compresseur auxiliaire (39) accouplé à la turbine principale (41).
  6. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que lors de l'étape (i), on introduit un courant (92) d'hydrocarbures en C2 dans le compresseur (25) pour former une partie du courant de fluide réfrigérant de départ (73).
  7. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que, lors de l'étape (iii), on met le courant de fluide réfrigérant comprimé (75) en relation d'échange thermique avec un fluide réfrigérant secondaire (117) circulant dans le deuxième échangeur thermique (33), le fluide réfrigérant secondaire (117) subissant un troisième cycle de réfrigération (105) dans lequel on le comprime à la sortie du deuxième échangeur thermique (33), on le refroidit, et on le condense au moins partiellement, puis on le détend avant de le vaporiser dans le deuxième échangeur thermique (33).
  8. Procédé selon la revendication 7, caractérisé en ce que le fluide réfrigérant secondaire (117) comprend du propane et éventuellement de l'éthane.
  9. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'avant la détente de l'étape (e), on mélange le courant issu de la turbine intermédiaire (47) avec un courant d'appoint (63) de gaz naturel refroidi par échange thermique avec le courant de gaz de tête (69) dans un quatrième échangeur thermique (51).
  10. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que la teneur en C 2 +
    Figure imgb0002
     du gaz de tête (69) est telle que le courant refroidi par le deuxième échangeur thermique (33) est purement gazeux.
  11. Installation (9 ; 99 ; 104 ; 125) de traitement d'un courant (11) de GNL obtenu par refroidissement au moyen d'un premier cycle de réfrigération (17), l'installation (9 ; 99 ; 104 ; 125) étant du type comprenant :
    - des moyens de sous-refroidissement du courant de GNL (11) comprenant un premier échangeur thermique (19) pour mettre le courant de GNL en relation d'échange thermique avec un fluide réfrigérant (83) ; et
    - un deuxième cycle de réfrigération (21) semi-ouvert, indépendant du premier cycle (15),
    - une turbine intermédiaire (47) de détente dynamique du courant de GNL sous-refroidi (57) issu du premier échangeur thermique (19) ;
    - des moyens (53, 61) de refroidissement et de détente du courant (59) issu de la turbine intermédiaire (47),
    - une colonne de distillation (49) reliée aux moyens (53, 61) de refroidissement et de détente ;
    - des moyens de récupération d'un courant de GNL déazoté (67) en pied de la colonne (49), et des moyens de récupération d'un courant de gaz (69) en tête de la colonne (49) ;
    - un compresseur à étages (25) relié aux moyens de récupération du courant de gaz de tête (69) de la colonne (49) ; et
    - des moyens d'extraction d'une première partie (16) du courant de gaz de tête (69) piqués à un étage de pression intermédiaire (29D) du compresseur (25), pour former un courant de gaz combustible;
    le deuxième cycle de réfrigération (21) comportant
    - des moyens de formation d'un courant de fluide réfrigérant de départ (73) à partir d'une deuxième partie du gaz de tête (69) comprimée à la pression intermédiaire ;
    - des moyens (39) de compression du courant de fluide réfrigérant de départ (73) jusqu'à une pression haute PH supérieure à la pression intermédiaire PI pour former un courant de fluide réfrigérant comprimé (75) ;
    - un deuxième échangeur thermique (33) pour refroidir le courant de fluide réfrigérant comprimé (75) ;
    - des moyens de séparation du courant de fluide réfrigérant comprimé (75) issu du deuxième échangeur thermique (33) en un courant de refroidissement principal (79) et un courant de sous-refroidissement du GNL (77) ;
    - un troisième échangeur thermique (35) pour refroidir le courant de sous-refroidissement (77) ;
    - des moyens d'introduction du courant de sous-refroidissement (77) issu du troisième échangeur thermique (35) dans le premier échangeur thermique (19) ;
    - des moyens (37 ; 101) de détente du courant de sous-refroidissement (81) issu du premier échangeur thermique (19) jusqu'à une pression basse PB inférieure à la pression intermédiaire PI pour former un courant essentiellement liquide (83) de sous-refroidissement du GNL ;
    - des moyens de circulation du courant essentiellement liquide de sous-refroidissement (83) dans le premier échangeur thermique pour former un courant de sous-refroidissement réchauffé (85) ;
    - une turbine principale (41) de détente du courant de refroidissement principal (79) sensiblement jusqu'à la pression basse PB ;
    - des moyens de mélange du courant de refroidissement issu de la turbine principale (41) avec le courant de sous-refroidissement réchauffé (85) pour former un courant de mélange (87) ;
    - des moyens de circulation du courant de mélange (87) successivement dans le troisième échangeur thermique (35) puis dans le deuxième échangeur thermique (33) pour former un courant de mélange réchauffé (89) ;
    - des moyens d'introduction du courant de mélange réchauffé (89) dans le compresseur (25) à un étage de pression basse (29C) situé en amont de l'étage de pression intermédiaire (29D).
  12. Installation (9; 99; 104; 125) selon la revendication 11, caractérisée en ce que la pression haute PH est comprise entre 40 et 100 bars environ, de préférence entre 50 et 80 bars environ et notamment entre 60 et 75 bars environ.
  13. Installation (9 ; 99 ; 104 ; 125) selon l'une des revendications 11 ou 12, caractérisée en ce que la pression basse PB est inférieure à environ 20 bars.
  14. Installation (99; 104; 125) selon l'une quelconque des revendications 11 à 13, caractérisée en ce que les moyens (37 ; 101) de détente du courant de sous-refroidissement (81) issu du premier échangeur thermique (19) comprennent une turbine de détente de liquide (101).
  15. Installation (9; 99; 104; 125) selon l'une quelconque des revendications 11 à 14, caractérisée en ce que les moyens (39) de compression du courant de fluide réfrigérant de départ (73) comprennent un compresseur auxiliaire (39) accouplé à la turbine principale (41).
  16. Installation (99) selon l'une quelconque des revendications 11 à 15, caractérisée en ce que le deuxième cycle de réfrigération (21) comprend des moyens d'introduction d'un courant (92) d'hydrocarbures en dans le compresseur (25) pour former une partie du courant de fluide réfrigérant de départ (73).
  17. Installation (104 ; 125) selon l'une quelconque des revendications 11 à 16, caractérisée en ce que le deuxième échangeur thermique (33) comprend des moyens de circulation d'un fluide réfrigérant secondaire (117), l'installation (104; 125) comprenant un troisième cycle de réfrigération (105) comportant des moyens secondaires (107) de compression du fluide réfrigérant secondaire (115) issu du troisième échangeur thermique (35), des moyens secondaires (109, 111) de refroidissement et de détente du fluide réfrigérant secondaire (117) issu des moyens secondaires de compression (107), et des moyens d'introduction du fluide réfrigérant secondaire (119) issu des moyens de détente secondaires (111) dans le deuxième échangeur thermique (33).
  18. Installation (104 ; 125) selon la revendication 17, caractérisée en ce que le fluide réfrigérant secondaire (117) comprend du propane et éventuellement de l'éthane.
  19. Installation (9; 99; 104; 125) selon l'une quelconque des revendications 11 à 18, caractérisée en ce qu'elle comprend des moyens de mélange du courant de GNL sous-refroidi (59) avec un courant d'appoint (63) de gaz naturel, et un quatrième échangeur thermique (51) pour mettre en relation d'échange thermique le courant d'appoint (63) avec le courant de gaz de tête (69).
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