EP2724100B1 - Procédé de liquéfaction de gaz naturel a triple circuit ferme de gaz réfrigérant - Google Patents

Procédé de liquéfaction de gaz naturel a triple circuit ferme de gaz réfrigérant Download PDF

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EP2724100B1 EP12731601.6A EP12731601A EP2724100B1 EP 2724100 B1 EP2724100 B1 EP 2724100B1 EP 12731601 A EP12731601 A EP 12731601A EP 2724100 B1 EP2724100 B1 EP 2724100B1
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pressure
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Bertrand DU PARC
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    • F25J2270/16—External refrigeration with work-producing gas expansion loop with mutliple gas expansion loops of the same refrigerant

Definitions

  • the present invention relates to a process for liquefying natural gas to produce LNG, or Liquefied Natural Gas, also called LNG. More particularly still, the present invention relates to the liquefaction of natural gas mainly comprising methane, preferably at least 85% of methane, the other main constituents being chosen from nitrogen and C-2 to C-4 alkanes. namely ethane, propane, butane.
  • the present invention also relates to a liquefaction installation arranged on a ship or a floating support at sea, either in the open sea or in a protected area, such as a port, or even an onshore installation in the case of small or medium-sized vessels. liquefaction of natural gas.
  • the present invention relates more particularly to a process for re-liquefying gas on board an LNG transport ship called a “methane tanker”, said gas to be re-liquefied being the result of reheating and partial evaporation of the LNG contained in the tanks of said vessel, said evaporated gas, in general mainly methane, being called in English “boil off”.
  • Methane-based natural gas is either a by-product of oil fields, produced in small or medium quantities, usually associated with crude oil, or a major product in the case of gas fields, where it is then in combination with other gases, mainly C-2 to C-4 alkanes, CO2, nitrogen.
  • cryogenic liquid -165 ° C
  • LNG carriers Specialized transport vessels have very large tanks with extreme insulation so as to limit evaporation during the voyage.
  • the liquefaction of gas for transport is generally carried out near the production site, generally on land, and requires considerable facilities to reach capacities of several million tonnes per year, the largest existing units grouping together three or four liquefaction units of 3-4 Mt per year of unit capacity.
  • This liquefaction process requires considerable amounts of mechanical energy, the mechanical energy being generally produced on site by taking part of the gas to produce the energy necessary for the liquefaction process. Part of the gas is then used as fuel in gas turbines, steam turbines or reciprocating heat engines.
  • thermodynamic cycles have been developed in order to optimize the overall energy efficiency.
  • a first type based on the compression and expansion of refrigerant fluid, with phase change
  • a second type based on the compression and expansion of refrigerant gas without phase change.
  • refrigerant fluid or “refrigerant gas” is used to refer to a gas or mixture of gases, circulating in a closed circuit and undergoing compression phases, where appropriate liquefaction, then heat exchanges with the external environment, then subsequently phases of expansion, where appropriate of evaporation, and finally of heat exchanges with the natural gas to be liquefied comprising methane, which gradually cools down to reach its liquefaction temperature at atmospheric pressure, i.e. approximately - 165 ° C in the case of LNG.
  • Said first type of cycle, with phase change, is in general used on land installations and requires a large amount of equipment and a considerable footprint.
  • refrigerant fluids generally in the form of mixtures, consist of butane, propane, ethane and methane, these gases being dangerous because they risk, in the event of leakage, causing explosions or considerable fires. .
  • they remain the most efficient and require energy of the order of 0.3 kWh per kg of LNG produced.
  • the second type of liquefaction process a process without phase change of the refrigerant gas
  • the efficiency of this second type is lower, because it generally requires an energy of the order of 0.5 kWh / kg of LNG produced, i.e. about 20.84 kW x day / t and, on the other hand, it has a considerable advantage in terms of safety, because the refrigerant gas of the cycle, nitrogen, is inert and therefore incombustible, which is very interesting when the installations are concentrated in a small space, for example on the deck of a floating support installed in the open sea, said equipment often being installed on several levels, one above the other on a small surface to the bare minimum.
  • a refrigerant gas leak there is no danger of explosion and it is then sufficient to reinject the lost refrigerant gas fraction into the circuit.
  • this method of liquefying natural gas without phase change is very advantageous in the case of floating supports, because, due to the absence of a liquid phase in the refrigerant gas, the equipment is of much simpler design. In fact, in such installations, all of the equipment moves almost continuously to the rhythm of the movements of the floating support (roll, pitch, yaw, sheer, swing, heave). And the management of a process with phase change involving a liquid phase of the refrigerant would be extremely delicate even for weak movements of the floating support, or even almost impossible for extreme movements, whereas in fixed installations on land the problem of movements does not arise.
  • the refrigerant in the case of the phase change cycle of the refrigerant fluid, for the yields to remain optimum, the refrigerant must be adapted to the nature and composition of the gas to be liquefied. and the composition of the refrigerant fluid must, if necessary, be modified over time, depending on the composition of the mixture of natural gas to be liquefied produced by the oil field.
  • the refrigerant gas remains in the gaseous state and circulates continuously as explained previously: it gradually gives up frigories, therefore gradually absorbs calories from the gas to be liquefied, namely a mixture consisting mainly of of methane and other traces of gas.
  • the circulation of the gas to be liquefied takes place against the current of the refrigerant gas, that is to say that said natural gas comprising methane enters substantially at ambient temperature into the exchanger at the level of the refrigerant gas outlet where the latter is then substantially at room temperature.
  • said natural gas comprising methane progresses through the exchanger towards the colder zones and transfers its calories to the refrigerant fluid: the natural gas comprising methane cools and the refrigerant gas heats up.
  • T3 -165 ° C for a gas containing 85% methane.
  • Phase 2 consumes the most energy, because the gas must be supplied with all the energy corresponding to its latent heat of vaporization. Phase 1 consumes a little less energy, and phase 3 consumes the least energy, on the other hand it is done at the lowest temperatures, i.e. around -165 ° C.
  • T1, T2 and T3 are suitable for a natural gas consisting of 85% methane and 15% of said other components nitrogen and C-2 to C-4 alkanes, and can vary significantly for a gas of different composition.
  • FIG. 1 there is shown an installation diagram of a standard natural gas liquefaction process involving a refrigerant gas consisting of nitrogen without phase change of the refrigerant gas as described above and the description of the process of which is explained later. .
  • the pressure levels P1 and P2 of the gases leaving the turbines 112 and 111 are different and therefore the flow rates passing through the regulators 111 and 112 are different and in particular in practice in a ratio of 10-20% of the total flow for the flow rate of the flow from expander 112 against 80-90% for the flow rate from expander 111.
  • compressor 115b only recovers 10-20% of the total power recovered compared to 80-90% of power recovered at the level compressor 115a.
  • This disparity in power supplied to the two compressors 115a and 115b mounted in parallel results in a major difficulty in stabilizing the operation of the circuit.
  • Stabilization of the operation of the circuit can be carried out conventionally by means of control valves upstream and / or downstream of said compressors 115a and 115b mounted in parallel, and / or upstream and / or downstream of said turbines 111 and 112 to control the compressors flow rates and operation.
  • control valves upstream and / or downstream of said compressors 115a and 115b mounted in parallel, and / or upstream and / or downstream of said turbines 111 and 112 to control the compressors flow rates and operation.
  • these control valves generate pressure losses, and therefore energy, which affects greatly the desired overall efficiency and / or the production capacity of the installation.
  • the aim of the present invention is to provide a process for the liquefaction of natural gas of the type without phase change of the refrigerant gas capable of being installed on a ship or floating support which has improved energy efficiency, namely a total energy consumed in the tank. minimum process in terms of kWh to obtain 1 tonne of LNG and / or which exhibits increased heat transfers in the exchangers and / or which makes it possible to implement a more compact and efficient liquefaction installation.
  • the term “compressor coupled to an expansion valve / turbine or engine” or “compressor actuated by an engine” (or vice versa a “expansion valve / turbine or engine coupled to the compressor”) is understood to mean that the output shaft of the turbine or respectively of the engine drives the input shaft of the compressor, that is to say, transfers mechanical energy to the shaft of the compressor. It is therefore a mechanical coupling of the compressor to the expansion valve / turbine or respectively of the compressor to the engine.
  • said motor can be either a heat engine, or preferably an electric motor, or any other installation capable of supplying mechanical energy to the refrigerant gas; and the compressors are of the rotary turbine type, also called a centrifugal compressor.
  • step (a) the liquefied natural gas leaving said third exchanger is depressurized at T3, from pressure P0 to atmospheric pressure where appropriate.
  • the method according to the invention is advantageous over the method described in US 2011/0113825 in that all the compressors are mounted in series without requiring flow control with flow control valves to stabilize the operation of the installation. In fact, in the process according to the invention, there is no separation of flows in the compression chain. It follows that the regulation of flow rate of flow and / or energy at the level of the various compressors is obtained essentially by the regulation of the power input at the level of said first and second engines and said gas turbine. It is not essential to implement control valves at said compressors and said turbine because said first and second expansion valves are coupled to said first and second compressors mounted in series and are therefore not coupled to compressors mounted in series. parallels as in US 2011/0113825 .
  • first and second compressors in series coupled to said first and second expansion valves also makes it possible to improve the compactness of the installation, which is particularly advantageous for the implementation of a process. aboard a floating support where space is limited.
  • the method according to the invention with reference to figures 2- 3 is advantageous over that of figure 1 in that, first of all, rather than recycling after expansion a part D2 of the second flow at the outlet of the first exchanger to join the first flow at the inlet of the second exchanger, this part D2 is recycled from the second flow to the entry of the second exchanger at an intermediate pressure P2 greater than P1 in a third independent flow S3 and parallel to S1, that is to say in co-current of S1. And, because most of the energy is consumed for phase 2 of the process within said second exchanger, this makes it possible to increase the heat transfers and the energy efficiency of the process.
  • the method according to the invention is advantageous over WO 2005/071333 and the method described in the GASTECH 2009 review cited above in that it allows said pressure P2 to be varied in a controlled manner so that the energy consumed for implementing the method (Ef) is minimal.
  • the value of the pressure P2 can be modulated and specifically controlled by supplying a differentiated power to said first compressor thanks to said first motor, making it possible to modulate and control the power supplied to the various compressors in a differentiated manner and therefore to vary the value of P2.
  • said pressure P2 is varied in a controlled manner by supplying power in a controlled manner to said first compressor with said first motor, so that the energy consumed for switching on.
  • implementation of the process (Ef) is minimal, preferably when the composition of the natural gas to be liquefied varies.
  • This process is more particularly advantageous because it thus makes it possible, by modulating and specifically controlling the value of the pressure P2 of said third flow, to modify and optimize the operating point of the process, namely to minimize the energy consumed and therefore to increase the efficiency in particular.
  • the composition of the natural gas to be liquefied varies.
  • said first motor provides at least 3%, preferably from 3 to 30% of the total power supplied to all of said compressors used, said gas turbine providing 97 to 70% of the power. total power supplied.
  • a conventional liquefaction unit is dimensioned in relation to the power of the gas turbines available, high power turbines commonly being 25MW, or even 30MW when they are intended to be installed on a floating support. Fixed gas turbines installed on land can reach maximum powers of 90-100MW.
  • the overall power is always the same, but in this case the efficiency of the assembly is improved, which represents a gain in energy consumed for the same power. overall, relative to a power injection at the second engine M2.
  • This first variant embodiment is advantageous in that it allows for the most compact installation in terms of size on board the floating support.
  • This second variant embodiment is advantageous in terms of thermodynamic efficiency and production capacity since a maximum capacity turbine available on the market can then be used advantageously as a gas turbine, that is to say 25-30MW in the case of gas turbine.
  • turbines intended to be installed on a floating support plus a second electric motor, for example from 5 to 10 MW, connected to the second compressor, the overall power of the second motor and third motor (gas turbine) then being 30 to 40MW, therefore vastly superior to that of the largest gas turbines available on the market and intended for floating supports.
  • the second engine can also be a gas turbine, preferably of identical power to the main gas turbine, which then makes it possible to achieve an overall power of 50 to 60 MW.
  • the method according to the invention makes it possible, by varying the pressure P2 by supplying energy to said first compressor using said first motor, to implement a minimum total energy Ef consumed in the method of less than 21.5 kW x day / t, more particularly from 18.5 to 20.5 kW x day / t of liquefied gas produced.
  • said refrigerant gas comprises nitrogen.
  • said refrigerant gas consists of a single gas chosen from nitrogen, hydrogen and neon.
  • neon is preferred in view of the greater explosion risk of hydrogen and the fact that hydrogen may have a certain propensity to percolate through elastomeric seals and even through low metal walls. thickness.
  • the PFD Process Flow Diagram
  • the process comprises compressors C1, C2 and C3, expansion valves E1 and E2, intercoolers H1 and H2 as well as cryogenic exchangers EC1, EC2 and EC3.
  • the heat exchangers consist, in a known manner, of at least two fluid circuits juxtaposed but not communicating with each other at the level of said fluids, the fluids circulating in said circuits exchanging heat throughout the path within said exchanger thermal.
  • a regulator achieves a pressure drop of a fluid or a gas and is represented by a symmetrical trapezoid, the small base of which represents the inlet 10a (high pressure), and the large base represents the outlet 10b (low pressure) as shown on figure 1 with reference to the regulator E2, said regulator can be a simple reduction in the diameter of the pipe, or else an adjustable valve, but in the case of the liquefaction process according to the invention, the regulator is generally a turbine intended to recover mechanical energy during said expansion, so that this energy is not lost.
  • a compressor increases the pressure of a gas and is represented by a symmetrical trapezoid, the large base of which represents the inlet 11a (low pressure), and the small base represents the outlet 11b ( high pressure) as shown on figure 1 with reference to compressor C2, said compressor generally being a turbine or a piston compressor, or else a scroll compressor.
  • the compressors C1 and C2 are mechanically connected to a motor M1 and M2 which can be either a heat engine, or an electric motor, or any other installation capable of providing mechanical energy.
  • T0 a temperature
  • T1 -50 ° C approximately.
  • the natural gas cools by releasing calories to the refrigerant gas, which then heats up and must permanently undergo a complete thermodynamic cycle in order to be able to extract in a manner continues natural gas calories entering AA.
  • the path of natural gas is represented on the left of the PFD, and said gas flows from top to bottom in the circuit Sg, the temperature decreasing from top to bottom, from a substantially ambient temperature T0 at the top in AA, to a temperature T3 of about -165 ° C at the bottom in DD.
  • thermodynamic cycle of the double-loop refrigerant gas corresponding to circuits S1 and S2.
  • the pressure levels in the main circuits are shown in thin lines for low pressure (P1 in circuit S1), in medium lines for intermediate pressure (P2), and in solid lines for high pressure (P3 in circuit S2).
  • phases 1, 2 and 3 are carried out by a low pressure loop P1 at very low temperature at the lower inlet of EC3.
  • a chiller H1, H2 can consist of a water exchanger, for example a sea or river water or cold air exchanger of the fan coil or cooling tower type, such as those used in nuclear power plants.
  • C1 and C2 are therefore arranged in parallel and operate between the medium pressure P'3 and the high pressure P3 on the entire flow from C3.
  • the refrigerant gas at the high outlet in AA of the circuit S1, at the level of the exchanger EC1 has a flow rate D: it is at low pressure P1 and at a temperature T'0 substantially lower than T0 and at ambient temperature. It is then compressed at C3 to pressure P'3 then passes through a cooler H1.
  • the flow rate fluid D is then separated into two parts of flow rates D1 'and D2' which respectively supply the compressors C1 (D1 ') and C2 (D2') operating in parallel.
  • the two streams at pressure P3 are then combined and then cooled substantially to ambient temperature T0 by passing through cooler H2.
  • This overall flow D then enters the top of the cryogenic exchanger EC1 at the level of the circuit S2, then at the exit of the first level, in BB, a large part of the flow rate D2 (D2 greater than D1) is extracted and directed. to the turbine E2 coupled to the compressor C2. The rest of the flow D1 passes through the second stage of the cryogenic exchanger EC2, then to the level CC is directed to the turbine E1 coupled to the compressor C1.
  • the flow D2 of refrigerant gas coming from the turbine E2 is at a pressure P1 and temperature T2 of about -120 ° C and is recombined within the circuit S1 to the flow D1 coming from the turbine E1 at the upper outlet. of the cryogenic exchanger EC3 in CC.
  • the separation of the second flow S2 into two parts of different flow rates D1 and D2 at the outlet BB of the first exchanger, preferably with D2 greater than D1, is advantageous because most of the energy consumed occurs in phase 2 within the second exchanger EC2.
  • the flow D of the circuit S1 is at the temperature T0 ′ substantially lower than the ambient temperature. Then, the flow D is again directed to the compressor C3 to continuously perform a new cycle.
  • compressors C1 and C2 operate in parallel and must ensure the highest level of pressure in the cycle.
  • the two compressors C1 and C2 process different refrigerant flow rates, respectively D1 'and D2', and are coupled directly to the turbines E1 and E2 which also process different flow rates, respectively D1 and D2.
  • D1 / D 5 to 35%, preferably 10 to 25%.
  • such an installation has an operating point which stabilizes itself at a given level of energy consumption Ef generally expressed in kW x day / t, that is to say in kW-day per tonne of LNG produced, or in kWh per kg of LNG produced, said operating point possibly being totally unstable. It is then very difficult to control the pressures of the high and low loops independently of one another. This may prove to be necessary in the case of variations in the composition of the natural gas to be liquefied. It is possible to modify the flows by locally constraining all or part of the D1-D'1-D2-D'1 flows, for example by creating localized pressure drops, but such arrangements lead to energy losses, therefore a drop in the overall efficiency of the liquefaction plant.
  • the diagram of the figure 4 illustrates the change in enthalpy H, expressed in kJ / kg of LNG produced, in a natural gas liquefaction process.
  • This diagram of the figure 4 is the result of a theoretical calculation relating to a natural gas comprising mainly methane (85%), the remainder (15%) consisting of nitrogen, ethane (C-2), propane (C-3) and butane (C-4).
  • the curve 50 comprising triangles illustrates the variations in the enthalpy H of the fluids circulating in co-current in the circuits Sg and S2 as a function of the temperature of the gas to be liquefied comprising the methane / LNG for an ideal virtual process.
  • Curve 51 corresponds to the variation in the enthalpy H of the refrigerant gas circulating in circuit S1 of the figure 1 , therefore represents the energy transferred to circuits Sg and S2 during the liquefaction process.
  • the area 52 between the two curves 50 and 51 represents the overall loss of energy consumed Ef in the liquefaction process: it is therefore sought to minimize this area so as to obtain the best efficiency.
  • curve 51 is no longer rectilinear, but is much closer to theoretical curve 50, which implies less losses, therefore improved efficiency, but the refrigerant phase change process is not suitable for liquefaction on board a floating support in a confined environment.
  • this part D2 of the second flow at the CC inlet of the second exchanger is recycled at an intermediate pressure P2 greater than P1 in a third circuit S3 independent of S1, S2, SG, and parallel to S1, that is to say to co -current of S1.
  • the entire flow of refrigerant gas D is at high pressure P3.
  • the flow is then cooled in a cooler H2 before circulating in the circuit S2, from top to bottom, through each of the two cryogenic exchangers EC1-EC2.
  • the refrigerant gas flow portion D2 is taken at BB at the outlet of the cryogenic exchanger EC1 and directed towards the inlet of the turbine E2, the remainder, that is to say the portion D1 of the flow of refrigerant gas being taken at DC at the outlet of the cryogenic exchanger EC2 and directed towards the inlet of the turbine E1.
  • a cooler H2 operating at pressure P'3 is installed between two compression stages, said cooler H2 treating all of the stream D.
  • the main advantage of the device according to the invention of the figure 2 lies in the possibility of optimizing the overall efficiency of the installations and of modifying at will the operating points of the various loops corresponding to the circuits S1-S2-S3, that is to say of minimizing the energy consumed by increasing or decreasing the power injected into one of the compressors C1-C2-C3, or by varying the distribution of the overall power Q injected into the system.
  • Curve 53 corresponds to the variation of the enthalpy H of the refrigerant circulating in circuits S1 and S3 of the figure 2 , therefore represents the energy transferred during the liquefaction process to circuits Sg and S2 of the figure 2 .
  • the surface 52 between the two curves 50 and 53 represents the overall energy loss in the liquefaction process with reference to the figure 2 : - We therefore seek to minimize this area so as to obtain the best performance.
  • the low point 54 of the curve 50 corresponding to P0 and T2 at the end of LNG liquefaction may vary by a few%.
  • the corresponding point 55 of the refrigerant gas circuit remains substantially fixed, and the surface 52, therefore the efficiency of the installation cannot be optimized.
  • the position of point 56 can be advantageously varied, as we know thus move optimally in the direction of point 54, which makes it possible to reduce to a minimum the surface of the area 52 between the curves 50 and 53, and thus to optimize in real time the efficiency of the installation of liquefaction, depending on the composition of natural gas.
  • the figure 3 shows the PFD diagram of a version of the invention exhibiting improved compactness compared to the method and installation of the figure 2 , in which the compressor C2 is integrated on the same shaft line as the compressor C3 and is driven by the gas turbine GT representing a mechanical energy input of 85 to 95% of the total energy Q.
  • the expansion turbine E2 is then connected on the one hand to compressor C2 and on the other hand to the gas turbine GT.
  • this compact version is advantageously justified in the event of a very limited available surface area, and in addition there are only two lines of rotating machine shafts and two compressors, whereas in the version with reference to the figure 2 , we must install three lines of rotating machine shafts and three compressors, which represents a significant additional cost, but provides greater flexibility in the fine adjustment of the various pressure loops, as well as a better final output, therefore a better profitability of installations in the long term, throughout the lifespan of the installations which exceeds 20 to 30 years, or even more.
  • the operating point in the case of the conventional method of figure 1 with pure nitrogen is located at 60.
  • the curve 70 (left portion) represents the variation of the energy yield as a function of the power injected into the process at the level of the motor M1 with reference to the figures 2 and 3 .
  • Point W1 corresponds to a power W1> 0 supplied by said motor M1.
  • Curve 90 represents the process according to figure 2 using a refrigerant gas composed of 100% nitrogen.
  • Point W1 corresponds to a power W1> 0 supplied by said motor M1.
  • the operating point W0 without energy input to the motor M1 corresponds, for a pure nitrogen process, to an energy consumption of approximately 21.25 kWxd / t, at the same pressure P1 of approximately 9 bars and a pressure P2 of about 11 bars: the energy efficiency is therefore improved by 7.06%.
  • the energy yield is shown as a function of the pressure P3, and as a function of the various variants of the invention, in particular in the case of a neon nitrogen mixture.
  • Points W0-W1-W2-W3-W4 correspond to the same levels of power injected into the motor M1 as described previously with reference to figures 5A - 6A .
  • P3 thus represents the maximum pressure of the system at the level of circuit S3: it increases in proportion to the power injected, as well as to the percentage of neon in the refrigerant gas mixture.
  • This minimum corresponds to the low point 71a of the curve 71 of the figure 5A , for a minimum energy consumption of approximately 19.4 kWxd / t, a pressure P1 of approximately 12.5 bars and a pressure P2 of approximately 33 bars.
  • the operating point W0 of the same curve 91 corresponding to a 20% mixture of neon, without energy input to the motor M1 corresponds to an energy consumption of approximately 20.45 kW x day / t , at the same pressure P1 of approximately 12.5 bars and a pressure P2 of approximately 17 bars, which illustrates the improvement in energy efficiency when the increase in the percentage of neon is combined with the increase in the power injected at motor M1.
  • the maximum pressure P3 is represented on the abscissa and the energy per unit mass of gas is on the ordinate.
  • the operating point of the conventional process with reference to the figure 1 is located in 60 on this figure 7A .
  • the efficiency of the installation can be varied according to curve 70 (20% neon) and other curves (40 - 50% of neon).
  • thermodynamic efficiency can be increased by increasing the maximum pressure.
  • a refrigerant gas consisting of 100% pure nitrogen by injecting part of the power at the level of the motor M1, and by operating at a pressure of approximately 68 bars, the consumption in energy drops to around 19.75 kWxd / t, which represents an efficiency gain of 7.28%.
  • the volume flow rates are reduced in proportion to the increase in said pressure: - the pipes are of smaller diameter, but their mechanical resistance, therefore their thickness, their weight and cost are increased by as much: - on the other hand, the footprint is reduced accordingly, which is very interesting in the case of installations in a confined environment such as on an anchored floating support at sea, or on an LNG carrier in the case of a boil-off reliquefaction unit.
  • compressors and turbines operating at higher pressure are much more compact.
  • cryogenic exchangers the increase in pressure also improves heat transfers, but the heat exchange surfaces are not reduced in the same proportion as in the case of pipes and compressors and turbines.
  • their weight increases significantly because they have to resist this increase in pressure.
  • the method according to the invention of figures 2-3 leads to installations having greater compactness and to a significant improvement in energy efficiency when the refrigerant gas is pure nitrogen, said energy efficiency being further improved when the refrigerant gas is a mixture of nitrogen and either neon, or hydrogen.
  • FIG 7A there is shown a performance diagram of a conventional process with reference to the figure 1 , and the method according to the invention of figures 2-3 using as refrigerant gas a mixture of nitrogen and neon, in which the maximum pressure P3 is represented on the abscissa and the energy per unit mass of gas is on the ordinate. Energy is represented in KW x day per tonne of natural gas (kW xd / t).
  • the operating point of the conventional process with reference to the figure 1 is located in 60 on this figure 7A .
  • the efficiency of the installation can be varied according to curve 61 with an optimum operating point 62 at approximately 68 bars, corresponding to an energy consumption of approximately 19.75 kWxd / t, which represents an efficiency gain of 7.28% compared to the operating point 60 of the conventional process.
  • the pressure can be increased, as shown on curve 70, without the gas mixture reaching its dew point, up to an optimum value 70a of approximately 88 bars and for a minimum energy consumption of approximately 19.4 kWxd / t, which represents a gain in thermodynamic efficiency of 1.77% compared to the operating point 62 of the process according to invention with a refrigerant gas composed of 100% nitrogen and a thermodynamic efficiency gain of 8.92% over the operating point 60 of the conventional process.
  • the pressure can be increased, as shown on curve 71, without the gas mixture reaching its dew point, up to an optimum value 71a of approximately 118 bars and for a minimum energy consumption of approximately 19.15 kWxd / t, which represents a gain in thermodynamic efficiency of 3.04% compared to the operating point 62 of the process according to the invention with a refrigerant gas composed of 100% nitrogen and a thermodynamic efficiency gain of 10.09% compared to the operating point 60 of the conventional process.
  • the pressure can be increased, as shown on curve 72, without the gas mixture reaching its dew point, up to an optimum value 72a of approximately 145 bars and for a minimum energy consumption of approximately 18.8 kWxd / t, which represents a gain in thermodynamic efficiency of 4.81% compared to the operating point 62 of the process according to the invention with a refrigerant gas composed of 100% nitrogen and a thermodynamic efficiency gain of 11.74% compared to the operating point 60 of the conventional process.
  • a mixture of nitrogen and hydrogen is advantageously used as refrigerant gas.
  • the pressure can be increased, as shown on curve 80, without the gas mixture reaching its dew point, up to an optimum value 80a of around 94 bars and for a minimum energy consumption of around 19.2 kWxd / t, which represents a thermodynamic efficiency gain of 2.78% compared to the operating point 62 of the method according to the invention of figures 2-3 with a refrigerant gas composed of 100% nitrogen, and a thermodynamic efficiency gain of 9.86% compared to the operating point 60 of the conventional process of the figure 1 .
  • the pressure can be increased, as shown in curve 81, without the gas mixture reaching its dew point, up to at an optimum value 81a of approximately 140 bars and for a minimum energy consumption of approximately 18.8 kWxd / t, which represents a gain in thermodynamic efficiency of 4.81% compared to the operating point 62 of the process according to the invention of figures 2-3 with a refrigerant gas composed of 100% nitrogen and a thermodynamic efficiency gain of 11.74% compared to the operating point 60 of the conventional process of the figure 1 .
  • the pressure can be increased, as shown on curve 82, without the gas mixture reaching its dew point, up to at an optimum value 82a of approximately 186 bars and for a minimum energy consumption of approximately 18.7 kWxd / t, which represents a gain in thermodynamic efficiency of 5.32% compared to the operating point 62 of the process according to the invention of figures 2-3 with a refrigerant gas composed of 100% nitrogen and a thermodynamic efficiency gain of 12.21% compared to the operating point 60 of the conventional process of the figure 1 .
  • the method according to the invention uses either a mixture of nitrogen and neon, or of nitrogen and hydrogen, and despite its slightly lower yield, the use of the mixture of nitrogen and neon will be preferred, because neon is an inert gas, while hydrogen is combustible and remains dangerous and difficult to operate, especially at high pressure in installations confined on board a floating medium.
  • hydrogen is a gas which percolates very easily through elastomeric seals and even in certain cases through metals, especially at very high pressure, and therefore the process according to the invention based on the use of a nitrogen-hydrogen mixture does not constitute the preferred version of the invention: the preferred version of the invention remains the use as refrigerant gas of a mixture of nitrogen and neon in the devices described with reference to the various figures.
  • curve 75 represents the variation in the yield of a conventional process according to the figure 1 , or its variants, depending on the percentage of neon gas in the refrigerant gas.
  • the operating point is at 70b, which corresponds to a maximum pressure P3 of approximately 63 bars and an energy consumption of approximately 20.45 kWxd / t, which represents a gain in efficiency thermodynamic of 3.76% compared to the operating point 60 of the same conventional process with a refrigerant gas composed of 100% nitrogen.
  • the operating point is at 71b, which corresponds to a maximum pressure P3 of approximately 90 bars and an energy consumption of approximately 19.70 kWxd / t, which represents a gain in efficiency thermodynamic of 7.29% compared to the operating point 60 of the same conventional process with a refrigerant gas composed of 100% nitrogen.
  • the operating point is at 72b, which corresponds to a maximum pressure P3 of approximately 120 bars and an energy consumption of approximately 19.35 kWxd / t, which represents a gain in efficiency thermodynamic of 8.94% compared to the operating point 60 of the same conventional process with a refrigerant gas composed of 100% nitrogen.
  • the operating point is located at 80b, which corresponds to a maximum pressure P3 of approximately 68 bars and an energy consumption of approximately 20.2 kWxd / t, which represents a gain in thermodynamic efficiency of 4.94% compared to the point operation 60 of the same conventional process with a refrigerant gas composed of 100% nitrogen.
  • the operating point is at 81b, which corresponds to a maximum pressure P3 of approximately 108 bars and an energy consumption of approximately 19.8 kWxd / t, which represents a gain of thermodynamic efficiency of 6.82% compared to the operating point 60 of the same conventional process with a refrigerant gas composed of 100% nitrogen.
  • the operating point is located at 82b, which corresponds to a maximum pressure P3 of approximately 150 bars and an energy consumption of approximately 19 kWxd / t, which represents a gain of thermodynamic efficiency of 10.59% compared to the operating point 60 of the same conventional process with a refrigerant gas composed of 100% nitrogen.
  • a conventional liquefaction unit is dimensioned in relation to the powers of the gas turbines available, high power turbines are commonly 25MW.
  • the overall power is still 30MW, but in this case the efficiency of the assembly is improved and significantly reaches the value of 19.8 kW x day / t of LNG produced, which represents a gain of 6.59% for the same overall power of 30MW, compared to a power injection of 5MW at the level of the second motor M2, as detailed previously.
  • Said power input of 5 MW to the first motor M1 then represents 16.6% of the overall power and said efficiency (19.8 kW x day / t) corresponds substantially to point W2 of the diagram of the figure 7 .
  • the overall power is still 30MW, but in this case the efficiency of the assembly is improved and significantly reaches the value of 19.8 kW x day / t of LNG produced, which represents a gain of 6.59% for the same overall power of 30MW, compared to a power injection of 5MW at the level of the second motor M2, as detailed previously.
  • Said power input of 5 MW to the first motor M1 then represents 16.6% of the overall power and said efficiency (19.8 kW x day / t) corresponds substantially to point W2 of the diagram of the figure 7 .

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Description

  • La présente invention est relative à un procédé de liquéfaction de gaz naturel pour produire du GNL, ou Gaz Naturel Liquéfié, appelé aussi LNG en anglais. Plus particulièrement encore, la présente invention est relative à la liquéfaction de gaz naturel comportant majoritairement du méthane, de préférence au moins 85% de méthane, les autres principaux constituants étant choisis parmi l'azote et des alcanes en C-2 à C-4 à savoir de l'éthane, du propane, du butane.
  • La présente invention concerne aussi une installation de liquéfaction disposée sur un navire ou un support flottant en mer, soit en mer ouverte, soit en zone protégée, telle un port, ou encore une installation à terre dans le cas de petites ou de moyennes unités de liquéfaction de gaz naturel.
  • Dans le cas d'installation disposée sur un navire, la présente invention est plus particulièrement relative à un procédé de re-liquéfaction de gaz à bord de navire de transport de GNL appelé « méthanier », ledit gaz à re-liquéfier étant le résultat du réchauffage et évaporation partielle du GNL contenu dans les cuves dudit navire, ledit gaz évaporé, en général majoritairement du méthane étant appelé en anglais « boil off ».
  • Le gaz naturel à base de méthane est soit un sous-produit des champs pétroliers, produit en quantité faible ou moyenne, en général associé à du pétrole brut, soit un produit majeur dans le cas des champs de gaz, où il est alors en combinaison avec d'autres gaz, principalement des alcanes en C-2 à C-4, du CO2, de l'azote.
  • Lorsque le gaz naturel est associé en faible quantité à du pétrole brut, il est en général traité et séparé, puis utilisé sur place comme carburant dans des turbines ou des moteurs à piston pour produire de l'énergie électrique et des calories utilisées dans les processus de séparation ou de production.
  • Lorsque les quantités de gaz naturel sont importantes, voire considérables, on cherche à le transporter de manière à pouvoir les utiliser dans des régions éloignées, en général sur d'autres continents et, pour ce faire, la méthode préférée est de le transporter à l'état de liquide cryogénique (-165°C) sensiblement à la pression atmosphérique ambiante. Des navires de transport spécialisés appelés « méthaniers » possèdent des cuves de très grandes dimensions et présentant une isolation extrême de manière à limiter l'évaporation pendant le voyage.
  • La liquéfaction du gaz en vue de son transport s'effectue en général à proximité du site de production, en général à terre, et nécessite des installations considérables pour atteindre des capacités de plusieurs millions de tonnes par an, les plus grosses unités existantes regroupent trois ou quatre unités de liquéfaction de 3-4 Mt par an de capacité unitaire.
  • Ce procédé de liquéfaction nécessite des quantités d'énergie mécanique considérables, l'énergie mécanique étant en général produite sur place en prélevant une partie du gaz pour produire l'énergie nécessaire au procédé de liquéfaction. Une partie du gaz est alors utilisé comme carburant dans des turbines à gaz, des turbines à vapeur ou des moteurs thermiques à pistons.
  • De multiples cycles thermodynamiques ont été développés en vue d'optimiser le rendement énergétique global. Il existe deux types principaux de cycles. Un premier type basé sur la compression et la détente de fluide réfrigérant, avec changement de phase, et un second type basé sur la compression et la détente de gaz réfrigérant sans changement de phase. On appelle « fluide réfrigérant », ou « gaz réfrigérant », un gaz ou mélange de gaz, circulant en circuit fermé et subissant des phases de compression, le cas échéant de liquéfaction, puis des échanges de chaleur avec le milieu extérieur, puis ensuite des phases de détente, le cas échéant d'évaporation, et enfin des échanges de chaleur avec le gaz naturel à liquéfier comprenant du méthane, qui peu à peu se refroidit pour atteindre sa température de liquéfaction à pression atmosphérique, c'est à dire environ -165°C dans le cas du GNL.
  • Ledit premier type de cycle, avec changement de phase, est en général utilisé sur des installations à terre et nécessite une grande quantité d'équipements et une emprise au sol considérable. De plus, les fluides réfrigérants, en général sous forme de mélanges, sont constitués de butane, de propane, d'éthane et de méthane, ces gaz étant dangereux car ils risquent, en cas de fuite, de provoquer des explosions ou des incendies considérables. Par contre, malgré la complexité des équipements requis, ils demeurent les plus efficaces et nécessitent une énergie de l'ordre de 0.3kWh par kg de GNL produit.
  • De nombreuses variantes de ce premier type de procédé avec changement de phase du fluide réfrigérant ont été développées et chaque fournisseur de technologie ou d'équipements, possède sa formulation de mélanges, associée à des équipements spécifiques, tant pour les procédés dits « en cascade », que pour les procédés dits en « cycle mixte ». La complexité des installations provient du fait que dans les phases où le fluide réfrigérant se trouve à l'état liquide, et plus particulièrement au niveau des séparateurs et des conduites de raccordement, il convient d'installer des collecteurs gravitaires pour rassembler la phase liquide et la diriger au cœur des échangeurs thermiques où elle se vaporisera alors au contact du méthane à refroidir et à liquéfier, pour obtenir du GNL. Ces dispositifs sont très encombrants, mais ceci ne pose pas de problèmes dans le cas d'installations à terre, car il est en général simple de disposer d'une surface de terrain suffisante pour loger tous ces équipements encombrants les uns à côté des autres. Ainsi, pour les installations à terre, tous ces équipements de compression, d'échangeurs et de collecteurs sont en général installés les uns à côté des autres sur des surfaces considérables de 25 à 50 000m2, voire plus.
  • Le second type de procédé de liquéfaction, procédé sans changement de phase du gaz réfrigérant, est un cycle de Brayton inversé, ou cycle de Claude utilisant un gaz tel l'azote. L'efficacité de ce second type est moindre, car il nécessite en général une énergie de l'ordre de 0.5 kWh/kg de GNL produit, soit environ 20.84 kW x jour/t et, par contre, il présente un avantage considérable en termes de sécurité, car le gaz réfrigérant du cycle, l'azote, est inerte, donc incombustible, ce qui est très intéressant lorsque les installations sont concentrées sur un espace réduit, par exemple sur le pont d'un support flottant installé en mer ouverte, lesdits équipements étant souvent installés sur plusieurs niveaux, les uns au-dessus des autres sur une surface réduite au strict minimum. Ainsi, en cas de fuite du gaz réfrigérant, il n'y a aucun danger d'explosion et il suffit alors de réinjecter dans le circuit la fraction de gaz réfrigérant perdue.
  • De plus, ce procédé de liquéfaction de gaz naturel sans changement de phase est très intéressant dans le cas de supports flottants, car, du fait de l'absence de phase liquide dans le gaz réfrigérant, les équipements sont de conception beaucoup plus simple. En effet, dans de telles installations, l'ensemble des équipements bouge quasiment en permanence au rythme des mouvements du support flottant (roulis, tangage, lacet, embardée, cavalement, pilonnement). Et la gestion d'un procédé avec changement de phase impliquant une phase liquide du fluide réfrigérant serait extrêmement délicate même pour des mouvements faibles du support flottant, voire quasiment impossible pour les mouvements extrêmes, alors que dans des installations fixes à terre le problème des mouvements ne se pose pas.
  • Malgré le rendement énergétique inférieur du procédé de liquéfaction sans changement de phase du gaz réfrigérant, ce dernier reste très intéressant car les équipements, principalement les compresseurs, les détendeurs, en des turbines, et les échangeurs sont beaucoup plus simples que les équipements requis pour un procédé de liquéfaction impliquant des cycles à changement de phase d'un fluide réfrigérant, tant en termes de technologie desdits équipements que de maintenance de ces équipements dans un environnement confiné, à savoir un support flottant ancré en mer. De plus, la conduite des installations en fonctionnement reste plus simple, car ce type de cycle est peu sensible aux variations de composition du gaz à liquéfier, à savoir un gaz naturel constitué d'un mélange où prédomine du méthane. En effet, dans le cas du cycle à changement de phase du fluide réfrigérant, pour que les rendements restent optimum, le fluide réfrigérant doit être adapté à la nature et composition du gaz à liquéfier et la composition du fluide réfrigérant doit le cas échéant être modifiée au cours du temps, en fonction de la composition du mélange de gaz naturel à liquéfier produit par le champ pétrolier.
  • Dans son principe la mise en œuvre d'un cycle du procédé de liquéfaction sans changement de phase du gaz réfrigérant tel que de l'azote comporte les 4 éléments principaux suivants:
    • un compresseur qui augmente la pression du gaz réfrigérant et le fait passer de la température ambiante à basse pression à une température élevée à haute pression,
    • un échangeur de chaleur qui refroidit le gaz réfrigérant de la température élevée et haute pression sensiblement jusqu'à la température ambiante et haute pression,
    • un dispositif de détente, en général une turbine de décompression, dans laquelle le gaz réfrigérant se détend : sa pression baisse et sa température est alors très basse ; tandis que, simultanément, on récupère au niveau de la turbine de détente l'énergie mécanique qui est alors en général directement réinjectée au niveau du compresseur qui lui est couplé,
    • un échangeur cryogénique dans lequel circule d'un côté le gaz réfrigérant à température cryogénique, et de l'autre le gaz à liquéfier, ledit gaz réfrigérant absorbant les calories du gaz à liquéfier, donc se réchauffant, tandis que ledit gaz à liquéfier, cédant ses calories, se refroidit jusqu'à atteindre l'état liquide recherché. En fin de cycle de circulation, le gaz réfrigérant se trouve sensiblement à la température ambiante et il est alors réintroduit dans le compresseur pour effectuer un nouveau cycle en circuit fermé.
  • Pendant toute la durée du cycle le gaz réfrigérant reste à l'état gazeux et circule de manière continue comme expliqué précédemment : il cède peu à peu des frigories, donc absorbe peu à peu des calories du gaz à liquéfier, à savoir un mélange constitué majoritairement de méthane et d'autres traces de gaz.
  • La circulation du gaz à liquéfier se fait à contre-courant du gaz réfrigérant, c'est à dire que ledit gaz naturel comprenant du méthane, entre sensiblement à température ambiante dans l'échangeur au niveau de la sortie du gaz réfrigérant où ce dernier est alors sensiblement à la température ambiante. Puis, ledit gaz naturel comprenant du méthane progresse dans l'échangeur vers les zones plus froides et transfert ses calories au fluide réfrigérant : le gaz naturel comprenant du méthane se refroidit et le gaz réfrigérant se réchauffe. Au fur et à mesure de la progression du gaz naturel méthane dans l'échangeur, sa température baisse, puis en fin de parcours il se liquéfie et sa température continue à baisser jusqu'à atteindre la température de T3=-165°C pour un gaz contenant 85% de méthane.
  • Pendant tout son parcours dans le ou les échangeurs de chaleur, la liquéfaction du gaz naturel se fait sous pression P0 de 5 à 50 bars, en général 10 à 20 bars, en quatre phases principales :
    • phase 1 : refroidissement du gaz naturel depuis la température ambiante T0 jusqu'à T1= -50°C environ (cette température dépend de la composition du gaz naturel),
    • phase 2 : liquéfaction du gaz naturel (passage de l'état gazeux à l'état liquide). Comme le gaz naturel est un mélange gazeux sous une pression P0 d'environ quelques dizaines de bars, ce changement d'état s'échelonne entre T1= -50°C et T2=-120°C environ,
    • phase 3 : le gaz naturel une fois entièrement liquéfié (GNL) est alors à environ T2=-120°C, toujours sous une pression P0 d'environ quelques dizaines de bars. Au sein du ou des échangeurs, le GNL continue son refroidissement pour atteindre la température T3 de - 165°C, température correspondant à une phase liquide du GNL sous la pression atmosphérique,
    • phase 4 : Le liquide obtenu ou GNL est alors dépressurisé jusqu'à la pression atmosphérique où il reste à l'état liquide en raison de sa température T3 inférieure ou égale à -165°C, et peut être transféré vers un réservoir de stockage isolé, ou le cas échéant chargé directement sur un navire de transport tel un méthanier.
  • La phase 2 est la plus consommatrice en énergie, car il faut fournir au gaz toute l'énergie correspondant à sa chaleur latente de vaporisation. La phase 1 est un peu moins consommatrice en énergie, et la phase 3 est la moins consommatrice en énergie, par contre elle se fait aux températures les plus basses, c'est à dire aux environs de -165°C.
  • Les valeurs mentionnées ci-dessus pour T1, T2 et T3 sont adaptées à un gaz naturel constitué de 85% de méthane et 15% des dits autres composants azote et alcanes en C-2 à C-4, et peuvent varier sensiblement pour un gaz de composition différente.
  • Sur la figure 1, on a représenté un schéma d'installation d'un procédé standard de liquéfaction de gaz naturel impliquant un gaz réfrigérant constitué d'azote sans changement de phase du gaz réfrigérant tel que décrit ci-dessus et dont la description du procédé est explicitée plus loin.
  • Dans US 2011/0113825 et WO 2005/071333 , on décrit un procédé de liquéfaction de gaz naturel dans lequel on liquéfie ledit gaz naturel à liquéfier par circulation dudit gaz naturel dans 3 échangeurs de chaleur cryogénique par circulation en circuit fermé de 3 flux de gaz réfrigérant restant à l'état gazeux comprimé sans changement de phase dans lequel on liquéfie ledit gaz naturel à liquéfier en réalisant les étapes concomitantes suivantes de :
    1. (a) circulation dudit gaz naturel à liquéfier circulant à une pression P0 supérieure ou égale à la pression atmosphérique, dans 3 échangeurs de chaleur cryogéniques disposés en série dont :
      • un premier échangeur (101/5) dans lequel ledit gaz naturel entrant à une température T0 est refroidi et sort à une température T1 inférieure à T0, puis
      • un deuxième échangeur (102/6) dans lequel le gaz naturel est entièrement liquéfié et sort à une température T2 inférieure à T1 et supérieure à T3, T3 étant inférieur à la température de liquéfaction du GNL, et
      • un troisième échangeur (103/7) dans lequel ledit gaz naturel liquéfié est refroidi de T2 à T3, et
    2. (b) circulation à circuit fermé de deux flux de gaz réfrigérant à l'état gazeux dénommés premier et troisième flux respectivement à des pressions différentes P1 et P2, traversant deux dits échangeurs en contact indirect avec et à contre-courant du flux de gaz naturel, comprenant :
      • un premier flux de gaz réfrigérant à une pression P1 inférieure à P3 traversant les 3 échangeurs entrant dans ledit troisième échangeur à une température T3' inférieure à T3, puis entrant à T2' inférieure à T2 dans ledit deuxième échangeur, puis entrant à T1' inférieure à T1 dans ledit premier échangeur et sortant dudit premier échangeur à une température T0' inférieure ou égale à T0, ledit premier flux de gaz réfrigérant à P1 et T3' étant obtenu par détente dans un premier détendeur (112/9) d'une première partie (122/16B) d'un deuxième flux de gaz réfrigérant (22/15) comprimé à la pression P3 supérieure à P2, ladite première partie de deuxième flux circulant en contact indirect avec et à co-courant dudit flux de gaz naturel, en entrant dans ledit premier échangeur à T0 et sortant dudit deuxième échangeur sensiblement à T2, et
      • un troisième flux à une pression P2 supérieure à P1 et inférieure à P3 circulant en contact indirect avec et à co-courant dudit premier flux, traversant uniquement les dits deuxième et premier échangeurs, entrant dans ledit deuxième échangeur sensiblement à une température T2' et sortant dudit premier échangeur sensiblement à T0', ledit troisième flux de gaz réfrigérant à P2 et T2 étant obtenu par détente dans un deuxième détendeur (111/8) d'une deuxième partie (121/17) dudit deuxième flux de gaz réfrigérant (22/15) sortant dudit premier échangeur sensiblement à T1,
    3. (c) ledit deuxième flux de gaz réfrigérant comprimé à la pression P3 étant obtenu par compression par trois ou quatre compresseurs, et refroidissement desdits premier et troisième flux de gaz réfrigérant sortant du dit premier échangeur à P1 et respectivement P2.
  • Dans US 2011/0113825 , deux premier et deuxième compresseurs 113 et 114 disposés en série compriment le gaz réfrigérant des premier et troisième flux à P'3 et deux autres compresseurs 115a et 115b disposés en parallèle le compriment de P'3 à P3.
  • Dans WO 2005/071333 , deux compresseurs 2 et 3 montés en série compriment ledit premier flux 16d à P'3 puis un troisième compresseur 4 monté en série avec les deux premiers compresseurs comprime lesdits premier et troisième flux à P3.
  • Dans le compte-rendu de la « 24th International Conférence and Exhibition for the LNG » du 25 mai 2009, au nom de Olve Skjeggedal et al. dans la revue GASTECH 2009, on décrit un procédé tel que décrit ci-dessus à triple flux de gaz réfrigérant à circuit fermé, dans lequel lesdits premier et troisième flux sont comprimés à P'3 par deux compresseurs montés en série et deux autres compresseurs montés en série compriment lesdits premiers et troisième flux à P3 pour donner ledit deuxième flux.
  • Le procédé décrit ci-dessus est avantageux par rapport à celui de la figure 1 en ce que, tout d'abord, plutôt que de recycler après détente une partie D2 du deuxième flux en sortie du premier échangeur pour rejoindre le premier flux à l'entrée du deuxième échangeur, on recycle cette partie D2 du deuxième flux à l'entrée du deuxième échangeur à une pression intermédiaire P2 supérieure à P1 dans un troisième flux S3 indépendant et parallèle à S1, c'est à dire à co-courant de S1. Et, du fait que l'essentiel de l'énergie est consommée pour la phase 2 du procédé au sein dudit deuxième échangeur, ceci permet d'augmenter les transferts thermiques et le rendement énergétique du procédé.
  • Toutefois, dans le mode de réalisation de US 2011/0113825 , toute la puissance extérieure apportée auxdits premier compresseur 113 et deuxième compresseur 114 montés en série concerne les flux de gaz réfrigérant circulant à basse et moyenne pressions P1 et P2, la récupération d'énergie au niveau des turbines 111 et 112 étant réinjectée au niveau des deux compresseurs 115a et 115b montés en parallèle comprimant le gaz réfrigérant à haute pression P'3/P3, aucune autre puissance extérieure complémentaire n'étant apportée au niveau desdits compresseurs en parallèle 115a et 115b. Les deux compresseurs en parallèle 115a et 115b sont alimentés uniquement respectivement par les deux turbines de récupération d'énergie 111 et 112.
  • Les niveaux de pression P1 et P2 des gaz sortant des turbines 112 et 111 sont différents et donc les débits de flux traversant les détendeurs 111 et 112 sont différents et notamment en pratique dans un rapport de 10-20% du débit total pour le débit du flux provenant du détendeur 112 contre 80-90% pour le débit du flux provenant du détendeur 111. Il en résulte que le compresseur 115b récupère seulement 10-20% de la puissance totale récupérée par rapport au 80-90% de puissance récupérée au niveau du compresseur 115a. Il résulte de cette disparité de puissance apportée aux deux compresseurs 115a et 115b montés en parallèle, une difficulté importante pour stabiliser le fonctionnement du circuit. En effet, le fonctionnement de deux compresseurs en parallèle peut conduire à des phénomènes de pompage, c'est-à-dire que l'un des compresseur prend le pas sur les autres en perturbant leurs pressions d'entrée et de sortie : il y a alors un risque de fonctionnement du ou des compresseurs de plus faible capacité en « mode turbine ». Ce mode de fonctionnement est à proscrire impérativement puisque toute ou partie du fluide tourne alors en boucle entre les compresseurs, l'un en mode compresseur, le ou les autres en « mode turbine » : le processus de compression se trouve alors radicalement perturbé, voire stoppé et le rendement global de l'installation s'effondre alors.
  • La stabilisation du fonctionnement du circuit peut être réalisée classiquement au moyen de vannes de régulation en amont et/ou en aval desdits compresseurs 115a et 115b montés en parallèle, et/ou en amont et/ou en aval desdites turbines 111 et 112 pour contrôler les débits et fonctionnement des compresseurs. Toutefois, ces vannes de régulation engendrent des pertes des charges, donc d'énergie, ce qui affecte grandement le rendement global recherché et/ou la capacité de production de l'installation.
  • Dans WO 2005/071333 et dans le compte-rendu de la revue GASTECH 2009 cité ci-dessus, tous les compresseurs sont couplés de manière mécanique à une même source de puissance, l'ensemble de la puissance étant apportée de façon non-différenciée entre les différents compresseurs. US 2010/0122551 décrit un procédé et une installation de liquéfaction à triple flux de gaz réfrigérant comprenant des compresseurs montés en série conformément aux préambules des revendications 1 respectivement 14.
  • Le but de la présente invention est de fournir un procédé de liquéfaction de gaz naturel du type sans changement de phase du gaz réfrigérant apte à être installé sur un navire ou support flottant qui présente un rendement énergétique amélioré, à savoir une énergie totale consommée dans le procédé minimale en termes de kWh pour obtenir 1 tonne de GNL et/ou qui, présente des transferts thermiques dans les échangeurs accru et/ou qui permette de mettre en œuvre une installation de liquéfaction plus compacte et plus efficace.
  • Pour ce faire, la présente invention fournit un procédé de liquéfaction d'un gaz naturel comprenant majoritairement du méthane, de préférence, au moins 85% de méthane, les autres composants comprenant essentiellement de l'azote et des alcanes en C-2 à C-4, dans lequel on liquéfie ledit gaz naturel à liquéfier par circulation dudit gaz naturel à une pression P0 supérieure ou égale à la pression atmosphérique (Patm.), de préférence P0 étant supérieure à la pression atmosphérique, dans au moins 1 échangeur de chaleur cryogénique (EC1, EC2, EC3) par circulation en circuit fermé à contre-courant en contact indirect avec au moins un flux de gaz réfrigérant restant à l'état gazeux comprimé à une pression P1 entrant dans ledit échangeur cryogénique à une température T3' inférieure à T3, T3 étant la température en sortie dudit échangeur cryogénique, et T3 étant inférieure ou égale à la température de liquéfaction du dit gaz naturel liquéfié à la pression atmosphérique, dans lequel on liquéfie ledit gaz naturel à liquéfier en réalisant les étapes concomitantes suivantes de :
    1. (a) circulation dudit gaz naturel à liquéfier circulant à une pression P0 supérieure ou égale à la pression atmosphérique, de préférence P0 étant supérieure à la pression atmosphérique, dans au moins 3 échangeurs de chaleur cryogéniques disposés en série dont :
      • un premier échangeur dans lequel ledit gaz naturel entrant à une température T0 est refroidi et sort à une température T1 inférieure à T0, puis
      • un deuxième échangeur dans lequel le gaz naturel est entièrement liquéfié et sort à une température T2 inférieure à T1 et supérieure à T3, et
      • un troisième échangeur dans lequel ledit gaz naturel liquéfié est refroidi de T2 à T3, et
    2. (b) circulation à circuit fermé d'au moins deux flux de gaz réfrigérant à l'état gazeux dénommés premier et troisième flux respectivement à des pressions différentes P1 et P2, traversant au moins deux dits échangeurs en contact indirect avec et à contre-courant du flux de gaz naturel, comprenant :
      • un premier flux de gaz réfrigérant à une pression P1 inférieure à P3 traversant les 3 échangeurs entrant dans ledit troisième échangeur à une température T3' inférieure à T3, puis entrant à T2' inférieure à T2 dans ledit deuxième échangeur, puis entrant à T1' inférieure à T1 dans ledit premier échangeur et sortant dudit premier échangeur à une température T0' inférieure ou égale à T0, ledit premier flux de gaz réfrigérant à P1 et T3' étant obtenu par détente dans au moins un premier détendeur d'une première partie d'un deuxième flux de gaz réfrigérant comprimé à la pression P3 supérieure à P2, ledit deuxième flux circulant en contact indirect avec et à co-courant dudit flux de gaz naturel, en entrant dans ledit premier échangeur à T0 et ladite première partie dudit deuxième flux sortant dudit deuxième échangeur sensiblement à T2, et
      • un troisième flux à une pression P2 supérieure à P1 et inférieure à P3 circulant en contact indirect avec et à co-courant dudit premier flux, traversant uniquement les dits deuxième et premier échangeurs, entrant dans ledit deuxième échangeur sensiblement à une température T2' et sortant dudit premier échangeur sensiblement à T0', ledit troisième flux de gaz réfrigérant à P2 et T2 étant obtenu par détente dans un deuxième détendeur d'une deuxième partie dudit deuxième flux de gaz réfrigérant sortant dudit premier échangeur sensiblement à T1, le débit D2 de ladite deuxième partie de deuxième flux étant de préférence supérieur au débit D1 de la première partie de deuxième flux,
    3. (c) ledit deuxième flux de gaz réfrigérant comprimé à la pression P3 étant obtenu par compression par au moins deux compresseurs et refroidissement desdits premier et troisième flux de gaz réfrigérant sortant du dit premier échangeur à P1 et respectivement P2, un premier compresseur comprimant de P1 à P2 la totalité du dit premier flux de gaz réfrigérant sortant dudit premier échangeur, et au moins un deuxième compresseur, comprimant de P2 à au moins P'3, P'3 étant une pression inférieure ou égale à P3 et supérieure à P2, d'une part ledit troisième flux de gaz réfrigérant sortant à P2 du dit premier échangeur et d'autre part ledit premier flux de gaz réfrigérant comprimé à P2 sortant dudit premier compresseur, pour obtenir ledit deuxième flux de gaz réfrigérant à P3 et T0 après refroidissement, ledit deuxième compresseur étant monté en série avec ledit premier compresseur, caractérisé en ce que :
      • les deux premier et deuxième compresseurs disposés en série sont couplés auxdits premier et respectivement deuxième détendeurs consistant en des turbines de récupération d'énergie, et
      • au moins le dit premier compresseur est couplé à un premier moteur, et permet de moduler et contrôler spécifiquement la valeur de pression P2 en apportant une puissance différentiée audit premier compresseur par rapport à la puissance apportée aux autres compresseurs, et
      • au moins une turbine à gaz est couplée
        • soit audit deuxième compresseur, celui-ci comprimant ledit deuxième flux de gaz réfrigérant directement à P3,
        • soit, à un troisième compresseur monté en série après le deuxième compresseur, le dit troisième compresseur comprimant de P'3 à P3 ledit deuxième flux de gaz réfrigérant,
        • ledit premier moteur apportant au moins 3% de la puissance totale apportée à l'ensemble desdits compresseurs mis en œuvre, ladite turbine à gaz fournissant de 97 à 70% de la puissance totale apportée à l'ensemble des dits compresseurs mis en œuvre.
  • Dans la présente description, on entend par « compresseur couplé à un détendeur/turbine ou moteur » ou encore « compresseur actionné par un moteur » (ou vice versa un « détendeur/turbine ou moteur couplé au compresseur ») que l'arbre de sortie de la turbine ou respectivement du moteur entraine l'arbre d'entrée du compresseur, c'est-à-dire, transfère une énergie mécanique à l'arbre du compresseur. Il s'agit donc d'un couplage mécanique du compresseur au détendeur/turbine ou respectivement du compresseur au moteur.
  • Plus particulièrement, ledit moteur peut être soit un moteur thermique, soit de préférence un moteur électrique, ou toute autre installation capable de fournir de l'énergie mécanique au gaz réfrigérant ; et les compresseurs sont du type rotatif à turbine, encore dénommé compresseur centrifuge.
  • De préférence, après l'étape (a) on dépressurise le gaz naturel liquéfié sortant dudit troisième échangeur à T3, depuis la pression P0 à la pression atmosphérique le cas échéant.
  • Le procédé selon l'invention est avantageux par rapport au procédé décrit dans US 2011/0113825 en ce que tous les compresseurs sont montés en série sans nécessiter de contrôle de débit avec des vannes de régulation de débit pour stabiliser le fonctionnement de l'installation. En effet, dans le procédé selon l'invention, il n'y a pas de séparation de flux dans la chaîne de compression. Il en résulte que la régulation de débit de flux et/ou d'énergie au niveau des différents compresseurs est obtenue essentiellement par la régulation de l'apport de puissance au niveau desdits premier et deuxième moteurs et dite turbine à gaz. Il n'est pas indispensable de mettre en œuvre des vannes de régulation au niveau desdits compresseurs et dite turbine du fait que lesdits premier et deuxième détendeurs sont couplés auxdits premier et deuxième compresseurs montés en série et ne sont donc pas couplés à des compresseurs montés en parallèles comme dans US 2011/0113825 .
  • D'autre part, dans la présente invention, l'essentiel de la puissance apportée auxdits compresseurs est injecté au niveau des deuxième et/ou troisième compresseurs comprimant le flux de gaz réfrigérant à haute pression P'3/P3 et la récupération d'énergie au niveau des premier et deuxième détendeurs est réinjectée au niveau des premier et deuxième compresseurs, comprimant les gaz réfrigérants circulant à basse et moyenne pression P1 et P2. En effet, la fraction de fluide traversant le compresseur C1 représente une faible fraction du débit total (par exemple 10-15%) et l'énergie nécessaire est du même ordre de grandeur que l'énergie récupérée par la turbine E1. Il est donc intéressant de coupler les deux. De plus un ajout contrôlé de puissance en C1 permet d'améliorer le rendement énergétique du système en pilotant P1 et P2 indépendamment l'une de l'autre.
  • D'autre part, la plus grande part de la puissance apportée aux compresseurs est injectée dans les compresseurs fournissant la plus grande pression (P'3, P3), ce qui permet d'augmenter la capacité de production du procédé, tout en améliorant son rendement énergétique.
  • En outre, la mise en oeuvre desdits premier et deuxième compresseurs en série couplés à desdits premier et deuxièmes détendeurs selon la présente invention permet aussi d'améliorer la compacité de l'installation ce qui est particulièrement avantageux pour la mise en œuvre d'un procédé à bord d'un support flottant où la place est limitée.
  • Le procédé selon l'invention en référence aux figures 2- 3 est avantageux par rapport à celui de la figure 1 en ce que, tout d'abord, plutôt que de recycler après détente une partie D2 du deuxième flux en sortie du premier échangeur pour rejoindre le premier flux à l'entrée du deuxième échangeur, on recycle cette partie D2 du deuxième flux à l'entrée du deuxième échangeur à une pression intermédiaire P2 supérieure à P1 dans un troisième flux S3 indépendant et parallèle à S1, c'est à dire à co-courant de S1. Et, du fait que l'essentiel de l'énergie est consommée pour la phase 2 du procédé au sein dudit deuxième échangeur, ceci permet d'augmenter les transferts thermiques et le rendement énergétique du procédé.
  • D'autre part, le procédé selon l'invention est avantageux par rapport à WO 2005/071333 et le procédé décrit dans la revue GASTECH 2009 citée ci-dessus en ce qu'il permet de faire varier de façon contrôlée ladite pression P2 de manière à ce que l'énergie consommée pour la mise en œuvre du procédé (Ef) soit minimale. En effet, selon la présente invention, on peut moduler et contrôler spécifiquement la valeur de la pression P2 en apportant une puissance différentiée au niveau dudit premier compresseur grâce audit premier moteur, permettant de moduler et contrôler la puissance apportée aux différents compresseurs de manière différentiée et donc de faire varier la valeur de P2.
  • Ainsi, selon une caractéristique originale de la présente invention, on fait varier de façon contrôlée ladite pression P2 en apportant de la puissance de façon contrôlée audit premier compresseur avec le dit premier moteur, de manière à ce que l'énergie consommée pour la mise en œuvre du procédé (Ef) soit minimale, de préférence lorsque la composition du gaz naturel à liquéfier varie.
  • Ce procédé est plus particulièrement avantageux car il permet ainsi, en modulant et contrôlant spécifiquement la valeur de la pression P2 dudit troisième flux, de modifier et optimiser le point de fonctionnement du procédé, à savoir minimiser l'énergie consommée et donc augmenter le rendement notamment lorsque, comme cela arrive en cours d'exploitation, la composition du gaz naturel à liquéfier varie.
  • Selon l'invention, ledit premier moteur apporte au moins 3%, de préférence de 3 à 30% de la puissance totale apportée à l'ensemble des dits compresseurs mis en œuvre, la dite turbine à gaz fournissant de 97 à 70% de la puissance totale apportée.
  • Plus particulièrement encore, on observe que lorsque l'on augmente la puissance injectée au niveau dudit premier moteur, la pression P1 reste sensiblement constante, la pression P2 augmente et le rendement augmente, c'est à dire que la consommation en énergie exprimée en kW x jour/t diminue, jusqu'à atteindre un minimum, puis en augmentant encore la puissance apportée par ledit moteur, notamment au-delà de 30% de la puissance totale, ladite consommation en énergie augmente à nouveau.
  • Une unité de liquéfaction conventionnelle est dimensionnée par rapport aux puissances des turbines à gaz disponibles, les turbines de forte puissance étant couramment de 25MW, voire 30MW lorsqu'elles sont destinées à être installées sur un support flottant. Les turbines à gaz fixes installées à terre peuvent atteindre des puissances maximales de 90-100MW.
  • On cherche en général à augmenter la puissance de l'installation, et il est alors possible d'installer en parallèle deux turbines à gaz identiques pour obtenir une puissance double, mais on alors deux lignes de machines tournantes, ce qui augmente les encombrements, les quantités de conduites et bien sûr les coûts.
  • En installant une seule turbine GT de n MW et en rajoutant de la puissance inférieure à n MW au niveau d'un dit deuxième moteur M2, le fonctionnement du procédé est identique en termes de rendement à celui utilisant deux turbines à gaz de n MW en parallèle.
  • Ainsi, l'ajout de puissance au niveau du deuxième moteur M2, de préférence grâce à une motorisation électrique, donne plus de souplesse au fonctionnement et permet ainsi un accroissement de puissance. En revanche le rendement de l'ensemble reste inchangé.
  • Si par contre, on fournit la même puissance au niveau du premier moteur M1, la puissance globale est toujours la même, mais dans ce cas le rendement de l'ensemble est amélioré, ce qui représente un gain d'énergie consommée pour la même puissance globale, par rapport à une injection de puissance au niveau du deuxième moteur M2.
  • Ainsi, en fonction de la production de gaz naturel, tant en quantité qu'en qualité, en provenance des nappes souterraines, on utilisera avantageusement une turbine à gaz GT, par exemple de 25MW, à plein régime en permanence que l'on complètera, voire le cas échéant modulera, par :
    • injection de puissance au niveau de la turbine GT ou du deuxième moteur M2 sans changer le rendement global, et/ou
    • injection de puissance au niveau du premier moteur M1 ce qui a pour effet d'améliorer le rendement global, jusqu'à atteindre un optimum, c'est à dire un minimum de consommation d'énergie.
  • Dans une première variante de réalisation du procédé, on met en œuvre deux compresseurs montés en série, comprenant :
    • (i) ledit premier compresseur couplé audit premier détendeur, comprimant de P1 à P2 la totalité du dit premier flux de gaz réfrigérant sortant dudit premier échangeur, et
    • (ii) ledit deuxième compresseur couplé audit deuxième détendeur, comprimant de P2 à au moins P'3, P'3 étant supérieure à P2 et inférieure ou égale à P3, d'une part ledit troisième flux de gaz réfrigérant sortant à P2 du dit premier échangeur, et d'autre part ledit premier flux de gaz réfrigérant comprimé à P2 sortant dudit premier compresseur, pour obtenir ledit deuxième flux de gaz réfrigérant à P3 et T0 après refroidissement, et
    • iii) ledit premier compresseur est actionné par ledit premier moteur, ledit deuxième compresseur étant actionné par au moins ladite turbine à gaz.
  • Cette première variante de réalisation est avantageuse en ce qu'elle permet en œuvre une installation la plus compacte en termes d'encombrement à bord du support flottant.
  • Dans une deuxième variante de réalisation, on met en œuvre trois compresseurs montés en série, comprenant :
    1. (i) ledit premier compresseur actionné par ledit premier moteur et couplé audit premier détendeur, comprimant de P1 à P2 la totalité du dit premier flux de gaz réfrigérant sortant dudit premier échangeur, et
    2. (ii) ledit deuxième compresseur actionné par un deuxième moteur et couplé audit deuxième détendeur, comprimant de P2 à P'3, P'3 étant supérieur à P2 et inférieure à P3, d'une part ledit troisième flux de gaz réfrigérant sortant à P2 du dit premier échangeur, et d'autre part ledit premier flux de gaz réfrigérant comprimé à P2 sortant dudit premier compresseur, et
    3. (iii) ledit troisième compresseur actionné par ladite turbine à gaz pour fournir la majeure partie de l'énergie et comprimer de P'3 à P3 la totalité des premier et troisième flux de gaz réfrigérant comprimés par le deuxième compresseur, pour obtenir ledit deuxième flux de gaz réfrigérant à P3 et T0 après refroidissement, et
    4. (iv) ledit premier moteur apporte au moins 3%, de préférence encore de 3 à 30% de la puissance totale apportée à l'ensemble des dits compresseurs mis en œuvres, la turbine à gaz couplée au dit troisième compresseur, ainsi que ledit deuxième moteur couplé au deuxième compresseur fournissant ensemble de 97 à 70% de la puissance totale apportée à l'ensemble des dits compresseurs mis en œuvre.
  • Cette deuxième variante de réalisation est avantageuse en termes de rendement thermodynamique et de capacité de production car on peut utiliser alors avantageusement comme turbine à gaz une turbine de capacité maximale disponible sur le marché, c'est-à-dire 25-30MW dans le cas de turbines destinées à être installées sur un support flottant, plus un deuxième moteur électrique par exemple de 5 à 10 MW relié au deuxième compresseur, la puissance globale des deuxième moteur et troisième moteur (turbine à gaz) étant alors de 30 à 40MW, donc largement supérieure à celle des turbine à gaz les plus grosses disponibles sur le marché et destinées à des supports flottants. Avantageusement, le deuxième moteur peut être lui aussi une turbine à gaz, de préférence de puissance identique à la turbine à gaz principale, ce qui permet alors d'atteindre une puissance globale de 50 à 60MW.
  • Le procédé selon l'invention permet, en faisant varier la pression P2 par apport d'énergie audit premier compresseur à l'aide dudit premier moteur, de mettre en œuvre une énergie totale Ef minimale consommée dans le procédé inférieur à 21.5 kW x jour/t, plus particulièrement de 18.5 à 20.5 kW x jour/t de gaz liquéfié produit.
  • D'une manière générale, on fonctionnera avec une turbine à gaz GT à plein régime, que l'on complètera par un apport de puissance au niveau du premier moteur M1, ledit apport étant limité à moins de 30% de la puissance globale de manière à optimiser le rendement à la valeur minimale de 18.5 à 21.5 kW x jour/t, puis en cas de nécessité, on augmentera la puissance globale par injection de puissance au niveau du deuxième moteur M2, et concomitamment on réajustera la puissance injectée au niveau du premier moteur M1, de manière à ce que ladite puissance soit toujours sensiblement égale à moins de 30% de la puissance globale de manière à conserver le rendement de l'installation à la valeur optimale de 18.5 à 21.5 kW x jour/t.
  • Ledit rendement optimal de 19.75 kW x jour/t pour une puissance du premier moteur M1 représentant 24% de la puissance totale est valable pour un fluide réfrigérant constitué de 100% d'azote. Dans le cas d'autres gaz tels que n éon ou hydrogène ou de mélanges azote-néon ou azote-hydrogène, le rendement optimal ainsi que le pourcentage de puissance varient de 18.5 à 21.5 kW x jour/t en fonction du gaz ou du mélange et des pourcentages de néon ou d'hydrogène, mais les avantages détaillés précédemment restent valables et même se cumulent.
  • Plus particulièrement, ledit gaz réfrigérant comprend de l'azote.
  • Dans une variante de réalisation, ledit gaz réfrigérant consiste en un gaz unique choisi parmi l'azote, l'hydrogène et le néon.
  • De préférence, le néon est préféré au regard des risque d'explosion plus important de l'hydrogène et du fait que l'hydrogène peut présenter une certaine propension à percoler à travers les joints en élastomères et même à travers les parois métalliques de faible épaisseur.
  • Selon d'autres caractéristiques particulières :
    • la composition du gaz naturel à liquéfier est comprise dans les fourchettes suivantes pour un total de 100% :
    • Méthane de 80 à 100%,
    • azote de 0 à 20 %
    • éthane de 0 à 20%
    • propane de 0 à 20 %, et
    • butane de 0 à 20 % ; et
    • les températures suivantes :
    • T0 et T0' sont de 10 à 35 °C (température en AA), et
    • T3 et T3' sont de -160 à -170°C (température en DD), et
    • T2 et T2' sont de -100 à - 140°C (température en CC), et
    • T1 et T1' sont de -30 à -70°C (température en CC) ;
  • Pour les pressions suivantes :
    • P0 est de 0.5 à 5 MPa (5 à 50 bars), et
    • P1 est de 0.5 à 5 MPa, et
    • P2 est de 1 à 10 MPa (10 à 100bars), et
    • P3 est de 5 à 20 MPa (50 à 200bars).
  • La présente invention fournit également une installation embarquée sur un navire ou support flottant pour mettre en œuvre un procédé selon l'invention caractérisé en ce qu'elle comprend :
    • au moins 3 dits échangeurs de chaleur cryogéniques en série comprenant au moins :
    • un premier conduit de circulation à contre-courant apte à faire circuler un premier flux de gaz réfrigérant à l'état gazeux comprimés à P1 traversant à contre-courant successivement les 3 troisième, deuxième et premier échangeurs,
    • un deuxième conduit de circulation à co-courant apte à faire circuler un dit deuxième flux de gaz réfrigérant à l'état gazeux comprimé à P3 traversant à co-courant uniquement successivement les dits premier et deuxième échangeurs,
    • un troisième conduit de circulation à contre-courant du dit gaz réfrigérant apte à la circulation circuler un dit troisième flux de gaz réfrigérant à l'état gazeux comprimé à P2 traversant à contre-courant uniquement successivement les dits deuxième et premier échangeurs,
    • un quatrième conduit apte à faire circuler ledit gaz naturel à liquéfier traversant successivement les 3 premier, deuxième et troisième échangeurs,
    • un premier détendeur entre la sortie dudit deuxième conduit et l'entrée dudit premier conduit,
    • un deuxième détendeur entre (i) une dérivation dudit deuxième conduit située entre les dits premier et deuxième échangeur et (ii) l'entrée dudit troisième conduit, et
    • un premier compresseur à la sortie dudit premier conduit couplé à une turbine constituant ledit premier détendeur,
    • un deuxième compresseur à la sortie du dit deuxième conduit couplé à une turbine constituant ledit deuxième détendeur, ledit deuxième compresseur étant monté en série avec ledit premier compresseur, notamment en sortie dudit premier compresseur, et
    • un conduit de circulation de la totalité du gaz comprimé à P2 par le premier compresseur vers le deuxième compresseur ainsi monté en série dudit premier compresseur, et
    • au moins un premier moteur couplé audit premier compresseur, apte à apporter au moins 3%, de préférence 3 à 30% de la puissance totale apportée à l'ensemble desdits compresseurs mis en œuvre, et
    • une turbine à gaz couplée soit audit deuxième compresseur, celui-ci comprimant ledit deuxième flux de gaz réfrigérant directement à P3, soit à un troisième compresseur monté en série après le deuxième compresseur, ledit troisième compresseur comprimant de P3' à P3 ledit deuxième flux de gaz réfrigérant; et
    • ladite turbine à gaz fournissant de 97 à 70% de la puissance totale apportée à l'ensemble des dits compresseurs mis en œuvre.
  • Plus particulièrement encore, une dite installation comprend seulement deux compresseurs montés en série, comprenant :
    1. (i) ledit premier compresseur couplé audit premier détendeur, apte à comprimer de P1 à P2 la totalité du dit premier flux de gaz réfrigérant sortant dudit premier échangeur, et
    2. (ii) ledit deuxième compresseur couplé audit deuxième détendeur, apte à comprimer de P2 à P3, d'une part ledit troisième flux de gaz réfrigérant sortant à P2 du dit premier échangeur et d'autre part ledit premier flux de gaz réfrigérant comprimé à P2 sortant dudit premier compresseur, pour obtenir ledit deuxième flux de gaz réfrigérant à P3 et T0 après refroidissement, et
    3. (iii) ledit premier moteur couplé au dit premier compresseur, et ladite turbine à gaz couplée au dit deuxième compresseur, ledit premier moteur étant apte à apporter au moins 3%, de préférence encore de 3 à 30% de la puissance totale apportée à l'ensemble des dits compresseurs mis en oeuvre, et
    4. (iv) ladite turbine à gaz couplée audit deuxième compresseur étant apte à fournir de 97 à 70% de la puissance totale apportée.
  • Plus particulièrement encore, une installation selon l'invention comprend :
    seulement trois compresseurs montés en série comprenant :
    1. (i) ledit premier compresseur couplé audit premier détendeur et au dit premier moteur, et
    2. (ii) ledit deuxième compresseur couplé audit deuxième détendeur et à un dit deuxième moteur, et
    3. (iii) ledit troisième compresseur couplé à ladite turbine à gaz apte à fournir la majeure partie de l'énergie et apte à comprimer à P3 la totalité des premier et troisième flux de gaz réfrigérant comprimés par ledit deuxième compresseur, pour obtenir ledit troisième flux de gaz réfrigérant à P3 et T0 après refroidissement, et
    4. (iv) ledit premier moteur étant apte à apporter au moins 3%, de préférence encore de 3 à 30% de la puissance totale apportée à l'ensemble des dits compresseurs mis en œuvres, la turbine à gaz couplée au dit troisième compresseur, ainsi que ledit deuxième moteur couplé au deuxième compresseur étant apte à fournir ensemble de 97 à 70% de la puissance totale apportée à l'ensemble des dits compresseurs mis en oeuvre.
  • D'autres caractéristiques et avantages de la présente invention apparaîtront à la lumière de la description détaillée de différents modes de réalisation qui va suivre, en référence aux figures suivantes.
    • la figure 1 représente le diagramme d'un procédé standard de liquéfaction à double boucle utilisant l'azote comme gaz réfrigérant,
    • la figure 2 représente le diagramme d'un procédé de liquéfaction selon l'invention à triple boucle utilisant l'azote ou un mélange comportant de l'azote comme gaz réfrigérant, dans une version dite « équilibrée »,
    • la figure 3 représente le diagramme d'un procédé de liquéfaction selon l'invention à triple boucle utilisant l'azote ou un mélange comportant de l'azote comme gaz réfrigérant, dans une version dite « compacte »,
    • la figure 4 représente un diagramme de refroidissement et de liquéfaction d'un gaz naturel dans le cadre d'un procédé de liquéfaction selon l'invention représentant l'enthalpie du gaz naturel et du fluide réfrigérant (kJ/kg) en fonction de la température de T0 à T3,
    • les figures 5 et 5A représentent des diagrammes de l'énergie totale consommée (Ef) en kW x jour par tonne de GNL produit (kW x jour/t) d'un procédé de liquéfaction selon l'invention utilisant un mélange d'azote et de néon comme gaz réfrigérant, en fonction de la pression P1 et des divers pourcentages en néon dudit mélange,
    • les figures 5 et 5B représentent des diagrammes l'énergie totale consommée (Ef) kW x jour/t de GNL produit d'un procédé de liquéfaction selon l'invention utilisant un mélange d'azote et d'hydrogène comme gaz réfrigérant, en fonction de la pression P1 et des divers pourcentages en hydrogène dudit mélange,
    • la figure 6A représente un diagramme de l'énergie totale consommée (Ef) en kW x jour/t de GNL produit d'un procédé de liquéfaction selon l'invention utilisant un mélange d'azote et de néon comme gaz réfrigérant en fonction de la pression P2 et divers pourcentages en néon dudit mélange,
    • la figure 6B représente des diagrammes de l'énergie totale consommée (Ef) en kW x jour/t de GNL produit d'un procédé de liquéfaction selon l'invention utilisant un mélange d'azote et d'hydrogène comme gaz réfrigérant, en fonction de la pression P2 et divers pourcentages en hydrogène dudit mélange,
    • la figure 7 représente un diagramme de l'énergie totale consommée (Ef) en kW x jour/t de GNL produit de GNL produit dans un procédé de liquéfaction de la technique antérieure (60) et d'un procédé de liquéfaction selon l'invention, utilisant de l'azote comme gaz réfrigérant selon le niveau de la pression P3,
    • la figure 7A représente un diagramme de l'énergie totale consommée (Ef) en kW x jour/t de GNL produit d'un procédé de liquéfaction selon l'invention utilisant un mélange d'azote et de néon comme gaz réfrigérant en fonction de la pression P3 et divers pourcentages en néon dudit mélange,
    • la figure 7B représente un diagramme de l'énergie totale consommée (Ef) en kW x jour/t de GNL produit d'un procédé de liquéfaction selon l'invention utilisant un mélange d'azote et d'hydrogène comme gaz réfrigérant en fonction de la pression P3 et divers pourcentages en hydrogène dudit mélange.
  • Sur la figure 1 on a représenté le PFD (Process Flow Diagram), c'est à dire le diagramme des flux du procédé standard à double boucle sans changement de phase utilisant de l'azote comme gaz réfrigérant. Le procédé comporte des compresseurs C1, C2 et C3, des détendeurs E1 et E2, des refroidisseurs intermédiaires H1 et H2 ainsi que des échangeurs cryogéniques EC1, EC2 et EC3. Les échangeurs de chaleur sont constitués, de manière connue, d'au moins deux circuits de fluides juxtaposés mais ne communiquant pas entre eux au niveau desdits fluides, les fluides circulant dans lesdits circuits échangeant de la chaleur tout au long du parcours au sein dudit échangeur thermique. De nombreux types d'échangeurs thermiques ont été développés pour les diverses industries et dans le cadre des échangeurs cryogéniques deux types prédominent de manière connue : - d'une part les échangeurs bobinés, d'autre part les échangeurs à plaque aluminium dites « brasées » appelés en anglais « cold box ».
  • Des échangeurs de ce type sont connus de l'homme de l'Art et commercialisés par les sociétés LINDE (France) ou FIVE Cryogénie (France). Ainsi, tous les circuits d'un échangeur cryogénique sont en contact thermique les uns avec les autres pour échanger des calories, mais les fluides qui y circulent ne se mélangent pas. Chacun des circuits est dimensionné pour présenter un minimum de pertes de charges au débit maximal de fluide réfrigérant et une résistance suffisante pour résister à la pression dudit fluide réfrigérant existant dans la boucle concernée.
  • De manière conventionnelle, un détendeur réalise une chute de pression d'un fluide ou d'un gaz et est représenté par un trapèze symétrique, dont la petite base représente l'entrée 10a (haute pression), et la grande base représente la sortie 10b (basse pression) comme illustré sur la figure 1 en référence au détendeur E2, ledit détendeur pouvant être une simple réduction du diamètre de la conduite, ou encore une vanne ajustable, mais dans le cas du procédé de liquéfaction selon l'invention le détendeur est en général une turbine destinée à récupérer de l'énergie mécanique lors de ladite détente, pour que cette énergie ne soit pas perdue.
  • De la même manière, et de manière conventionnelle, un compresseur augmente la pression d'un gaz et est représenté par un trapèze symétrique, dont la grande base représente l'entrée 11a (basse pression), et la petite base représente la sortie 11b (haute pression) comme illustré sur la figure 1 en référence au compresseur C2, ledit compresseur étant en général une turbine ou un compresseur à pistons, ou encore un compresseur à spirale. Selon l'invention, de préférence (figure 2 et 3) les compresseurs C1 et C2 sont reliés mécaniquement à un moteur M1 et M2 qui peut être soit à un moteur thermique, soit à un moteur électrique, ou toute autre installation capable de fournir de l'énergie mécanique.
  • Le gaz naturel circule dans le circuit Sg et entre en AA dans le premier échangeur cryogénique EC1 à une température T0, supérieure ou sensiblement égale à la température ambiante, et T1=-50°C environ. Dans cet échangeur EC1, le gaz naturel se refroidit, mais reste à l'état de gaz. Puis il passe en BB dans l'échangeur cryogénique EC2 dont la température est comprise entre T1=-50°C environ et T2=-120°C environ.
  • Dans cet échangeur EC2, la totalité du gaz naturel se liquéfie en GNL à une température de T2=-120°C environ, puis le GNL passe en CC dans l'échangeur cryogénique EC3. Dans cet échangeur EC3, le GNL est refroidi jusqu'à la température de T3=-165°C ce qui permet d'évacuer le GNL en partie basse en DD, puis de le dépressuriser en EE pour enfin le stocker liquide à la pression atmosphérique ambiante, c'est à dire à une pression absolue de 1 bar environ (soit environ 0.1MPa). Tout au long de ce parcours du gaz naturel dans le circuit Sg dans les divers échangeurs, le gaz naturel se refroidit en cédant des calories au gaz réfrigérant, lequel se réchauffe alors et doit subir de manière permanente un cycle thermodynamique complet pour pouvoir extraire de manière continue des calories au gaz naturel entrant en AA.
  • Ainsi, le parcours du gaz naturel est représenté sur la gauche du PFD, et ledit gaz circule du haut vers le bas dans le circuit Sg, la température étant décroissante du haut vers le bas, depuis une température T0 sensiblement ambiante en haut en AA, jusqu'à une température T3 d'environ -165°C en bas en DD.
  • Sur la partie droite du PFD, on a représenté le cycle thermodynamique du gaz réfrigérant à double boucle correspondant aux circuits S1 et S2. Pour la clarté des explications, les niveaux de pression dans les principaux circuits sont représentés en trait fin pour la basse pression (P1 dans le circuit S1), en trait moyen pour la pression intermédiaire (P2), et en trait fort pour la haute pression (P3 dans le circuit S2).
  • Dans un schéma classique représenté sur la figure 1, les phases 1, 2 et 3 sont réalisées par une boucle basse pression P1 à très basse température à l'entrée inférieure de EC3.
  • L'installation est composé de :
    • un moteur, en général une turbine à gaz GT qui actionne le compresseur C3 et fournit l'intégralité de la puissance mécanique,
    • de 3 compresseurs :
      • C3 qui comprime l'intégralité du flux de réfrigérant,
      • C2 qui est accouplé à la turbine E2 et qui comprime la portion D'2 du flux total D, et
      • C1 qui est accouplé à la turbine E1 et qui comprime la portion complémentaire D'1 du flux total D,
    • de 2 turbines,
      • E2 couplé en direct sur le compresseur C2, et qui détend la portion D2 du flux total D, depuis la haute pression P3 jusqu'à la basse pression P1,
      • E1 couplé en direct sur le compresseur C1, et qui détend la portion D1 du flux total D, depuis la haute pression P3 jusqu'à la basse pression P1,
    • d'un échangeur cryogénique en trois parties ou 3 échangeurs en série EC1, EC2 et EC3, correspondant respectivement aux phase 1, phase 2 et phase 3 de la liquéfaction, comportant trois circuits, respectivement SG (gaz naturel) et S1-S2 (gaz réfrigérant),
    • de deux refroidisseurs au minimum, H1 et H2, situés respectivement en sortie du compresseur principal C3 (H1) et sur la boucle haute pression (H2), avant l'entrée dans les échangeurs cryogéniques.
  • Un refroidisseur H1, H2 peut être constitué d'un échangeur à eau, par exemple un échangeur à eau de mer ou de rivière ou air froid du type ventilo convecteur ou tour de refroidissement, telle que celles utilisées dans les centrales nucléaires.
  • Plus précisément sur la figure 1, on a représenté le schéma d'un procédé et installation dans lesquels on liquéfie ledit gaz naturel à liquéfier en réalisant les étapes concomitantes suivantes de :
    1. (a) circulation dudit gaz naturel à liquéfier circulant Sg à une pression P0 supérieure ou égale à la pression atmosphérique (Patm), de préférence P0 étant supérieure à la pression atmosphérique, dans 3 échangeurs de chaleur cryogéniques EC1,EC2, et EC3 disposés en série dont :
      • un premier échangeur EC1 dans lequel ledit gaz naturel entrant à une température T0 est refroidi et sort BB à une température T1 inférieure à T0 à laquelle tous les composants dudit gaz naturel sont encore à l'état gazeux, puis
      • un deuxième échangeur EC2 dans lequel le gaz naturel est entièrement liquéfié et sort en CC à une température T2 inférieure à T1, et
      • un troisième échangeur EC3 dans lequel ledit gaz naturel liquéfié est refroidi de T2 à T3, T3 étant inférieure à T2 et T3 étant inférieure ou égale à la température de liquéfaction dudit gaz naturel à pression atmosphérique, et
    2. (b) circulation en circuit fermé à contre-courant d'un premier flux S1 de gaz réfrigérant à l'état gazeux comprimé à une pression P1 inférieure à P3 en contact indirect avec et à contre-courant du flux de gaz naturel Sg, ledit premier flux S1 à une pression P1 traversant les 3 échangeurs EC3, EC2, et EC1 entrant en DD dans ledit troisième échangeur EC3 à une température T3' inférieure à T3 puis sortant dudit troisième échangeur et entrant dans ledit deuxième échangeur EC2 en CC à une température T2' inférieure à T2, puis sortant du deuxième échangeur et entrant dans le premier échangeur EC1 en BB à une température T1' inférieure à T1 et sortant en AA dudit premier échangeur EC1 à une température T0' inférieure ou égale à T0,
      • ledit premier flux S1 de gaz réfrigérant à P1 et T3' étant obtenu par détente dans un premier détendeur E1 d'une première partie D1 d'un deuxième flux S2 de gaz réfrigérant comprimé à P3 supérieure à P1 circulant à co-courant dudit gaz naturel entrant en AA dans ledit premier échangeur EC1 à T0 et sortant CC dudit deuxième échangeur EC2 sensiblement à T2, et
      • une deuxième partie D2 dudit deuxième flux S2 de gaz réfrigérant comprimé P3 circulant à co-courant dudit gaz naturel entrant en AA dans ledit premier échangeur EC1 à T0 et sortant dudit premier échangeur sensiblement à T1 est détendue dans un deuxième détendeur E2 à ladite pression P1 et à une dite température T2', et est recyclée pour rejoindre ledit premier flux à l'entrée en CC dudit deuxième échangeur, et
    3. (c) ledit deuxième flux S2 comprimé à P3 est obtenu par compression par trois compresseurs C1, C2, et C3 suivi d'au moins deux refroidissements H1 et H2 dudit premier flux S1 de gaz réfrigérant recyclé sortant en AA du dit premier échangeur EC1, par un premier compresseur C1 couplé audit premier détendeur E1, et
    4. (d) après l'étape (a) on dépressurise le gaz naturel liquéfié depuis la pression P0 à la pression atmosphérique.
  • Plus précisément, sur la figure 1, on met en œuvre 3 compresseurs dont 2 premier et deuxième compresseurs disposés en parallèle comprenant :
    • un troisième compresseur C3 actionné par un moteur de préférence une turbine à gaz GT pour comprimer de P1 à P'3, P'3 étant compris entre P1 et P3, la totalité du premier flux de gaz réfrigérant provenant de la sortie en AA dudit premier échangeur EC1, et
    • un premier compresseur C1 couplé au premier détendeur E1 consistant en une turbine, pour comprimer de P2 à P'3, une partie D1' dudit premier flux de gaz réfrigérant, comprimé par le troisième compresseur C3, et
    • un deuxième compresseur C2 couplé au deuxième détendeur E2 consistant en une turbine, pour comprimer de P'3 à P3 une partie D2' dudit premier flux de gaz réfrigérant comprimé par le troisième compresseur C3.
  • Dans la figure 1, C1 et C2 sont donc disposés en parallèle et opèrent entre la moyenne pression P'3 et la haute pression P3 sur la totalité du flux en provenance de C3.
  • Le gaz réfrigérant en sortie haute en AA du circuit S1, au niveau de l'échangeur EC1 a un débit D : il est à la basse pression P1 et à une température T'0 sensiblement inférieure à T0 et à la température ambiante. Il est alors comprimé en C3 à la pression P'3 puis passe à travers un refroidisseur H1. Le fluide de débit D est alors séparé en deux partie de débits D1' et D2' qui alimentent respectivement les compresseurs C1 (D1') et C2 (D2') opérant en parallèle. Les deux flux à la pression P3 sont ensuite rassemblés puis refroidis sensiblement jusqu'à la température ambiante T0 en passant dans le refroidisseur H2. Ce flux global D entre alors dans le haut de l'échangeur cryogénique EC1 au niveau du circuit S2, puis à la sortie du premier niveau, en BB, un large partie du flux de débit D2 (D2 supérieure à D1) est extraite et dirigée vers la turbine E2 couplée au compresseur C2. Le reste du flux D1 traverse le deuxième étage de l'échangeur cryogénique EC2, puis au niveau CC est dirigé vers la turbine E1 couplée au compresseur C1.
  • A la sortie de la turbine E1 le gaz réfrigérant, à une température T3' inférieure à T3=-165°C, est alors dirigé vers le bas de l'échangeur cryogénique EC3 dans le circuit S1 et remonte à contre-courant du gaz à liquéfier circulant dans le circuit Sg, dont il assure la phase finale 3 de la liquéfaction.
  • Le flux D2 de gaz réfrigérant en provenance de la turbine E2 est à une pression P1 et température T2 d'environ -120°C et est recombiné au sein du circuit S1 au flux D1 en provenance de la turbine E1 au niveau de la sortie supérieure de l'échangeur cryogénique EC3 en CC.
  • La séparation du deuxième flux S2 en deux parties de débits différents D1 et D2 en sortie BB du premier échangeur, de préférence avec D2 supérieur à D1, est avantageuse car l'essentiel de l'énergie consommée se produit dans la phase 2 au sein du deuxième échangeur EC2. Ainsi seule une partie mineure de débit D1 traverse le troisième échangeur EC3 où se produit la phase 3, tandis que le flux total D=D1+D2 du circuit S1 traverse alors l'échangeur cryogénique EC2 pour assurer la phase 2 de la liquéfaction (température de T1= -50°C à T2= -120°C).
  • Le même flux D du circuit S1 traverse enfin l'échangeur cryogénique EC1 pour assurer la phase 1 du processus de liquéfaction (température de T1= -50°C à T0= température ambiante). A la sortie supérieure de l'échangeur cryogénique EC1, le flux D du circuit S1 est à la température T0' sensiblement inférieure à la température ambiante. Puis, le flux D est de nouveau dirigé vers le compresseur C3 pour effectuer de manière continue un nouveau cycle.
  • Dans cette configuration, les compresseurs C1 et C2 fonctionnent en parallèle et doivent assurer le plus haut niveau de pression du cycle. Les deux compresseurs C1 et C2 traitent des débits de fluide réfrigérant différents, respectivement D1' et D2', et sont accouplés directement aux turbines E1 et E2 lesquelles elles aussi traitent des débits différents, respectivement D1 et D2.
  • On a la relation :
    D1 + D2 = D = D'1 + D'2, avec D1 différent de D'1 et D2 différent de D'2. En pratique, de préférence D1/D= 5 à 35%, de préférence de 10 à 25%.
  • Ainsi, dans ce type d'installation, l'intégralité de la puissance est injectée dans le système au niveau du compresseur C3 (par la turbine à gaz GT), les transferts de puissance au niveau des couples turbine compresseur E2-C2 et E1-C1 étant variables en fonction des pressions dans les divers circuits (P1-P2-P3), des niveaux de température à l'entrée des échangeurs cryogéniques, ainsi que des transferts thermiques au sein de chacun de ces dits échangeurs cryogéniques.
  • Ainsi, une telle installation présente un point de fonctionnement qui s'auto-stabilise à un niveau d'énergie de consommation donnée Ef exprimé en général en kW x jour/t c'est à dire en kW-jour par tonne de GNL produit, ou encore en kWh par kg de GNL produit, ledit point de fonctionnement pouvant le cas échéant être totalement instable. Il est alors très difficile de piloter les pressions des boucles haute et basse indépendamment l'une de l'autre. Cela peut se révéler nécessaire dans le cas de variations de composition du gaz naturel à liquéfier. Il est possible de modifier les flux en contraignant localement tout ou partie des flux D1-D'1-D2-D'1, par exemple en créant des pertes de charge localisées, mais de telles dispositions conduisent à des pertes d'énergie, donc à une baisse du rendement global de l'installation de liquéfaction.
  • Le diagramme de la figure 4 illustre la variation d'enthalpie H, exprimé en kJ/ kg de GNL produit, dans un procédé de liquéfaction de gaz naturel. Ce diagramme de la figure 4 est le résultat d'un calcul théorique relatif à un gaz naturel comportant majoritairement du méthane (85%), le complément (15%) étant constitué d'azote, d'éthane (C-2), de propane (C-3) et de butane (C-4).
  • On y a représenté :
    • la phase 1 de refroidissement du gaz naturel entre les points AA et BB correspondant à l'étage EC1 du PFD de la figure 1, correspondant à des températures comprises entre la température ambiante T0 et T1= -50°C,
    • la phase 2 de liquéfaction du gaz naturel entre les points BB et CC, correspondant à l'étage EC2 du PFD de la figure 1, correspondant à des températures comprises entre T1= -50°C et T2= -120°C,
    • la phase 3 de refroidissement du GNL entre les points CC et DD, correspondant à l'étage EC3 du PFD de la figure 1, correspondant à des températures comprises entre T2= -120°C et T3= -165°C.
  • La courbe 50 comportant des triangles, illustre les variations de l'enthalpie H des fluides circulant à co-courant dans les circuits Sg et S2 en fonction de la température du gaz à liquéfier comportant le méthane/GNL pour un procédé virtuel idéal.
  • La courbe 51 correspond à la variation de l'enthalpie H du gaz réfrigérant circulant dans le circuit S1 de la figure 1, donc représente l'énergie transférée aux circuits Sg et S2 lors du procédé de liquéfaction.
  • La surface 52 comprise entre les deux courbes 50 et 51 représente la perte d'énergie globale consommée Ef dans le procédé de liquéfaction : - on cherche donc à minimiser cette surface de manière à obtenir le meilleur rendement. Dans les procédé à terre utilisant des procédés à changement de phase du fluide réfrigérant, la courbe 51 n'est plus rectiligne, mais se rapproche beaucoup plus de la courbe théorique 50, ce qui implique moins de pertes, donc un rendement amélioré, mais le procédé à changement de phase du fluide réfrigérant n'est pas adapté à la liquéfaction à bord d'un support flottant en environnement confiné.
  • Les figures 2 et 3 illustrent le diagramme PFD du procédé amélioré selon l'invention, dans lequel le cheminement du gaz naturel à liquéfier comprenant majoritairement du méthane et de traces d'autres gaz, est identique à celui de la figure 1, et s'effectue de la même manière au sein du circuit Sg, du haut (température T0 sensiblement ambiante) vers le bas (état liquide à T3=-165°C), à travers trois échangeurs cryogéniques EC1, EC2 et EC3.
  • Sur les figures 2 et 3, plutôt que de recycler après détente une partie D2 du deuxième flux en sortie du premier échangeur pour rejoindre le premier flux à l'entrée basse CC du deuxième échangeur comme dans la figure 1, on recycle cette partie D2 du deuxième flux à l'entrée CC du deuxième échangeur à une pression intermédiaire P2 supérieure à P1 dans un troisième circuit S3 indépendant de S1, S2, SG, et parallèle à S1, c'est à dire à co-courant de S1.
  • Du fait que l'essentiel de l'énergie est consommée pour la phase 2 du procédé au sein dudit deuxième échangeur, ceci permet d'augmenter encore les transferts thermiques et le rendement énergétique global du procédé. Mais de façon plus importante, on permet en outre de moduler et contrôler spécifiquement la valeur de la pression P2 en montant en série les deux compresseurs C1 et C2 et en couplant C1 avec un moteur M1 permettant de moduler et contrôler la puissance supplémentaire apportée à C1 déjà couplé à la turbine E1, et donc de contrôler la valeur de la pression P2 comme décrit ci-après.
  • Plus précisément, sur les figures 2 et 3, on a représenté des procédé et installation dans lesquelles on liquéfie ledit gaz naturel à liquéfier en réalisant les étapes concomitantes suivantes de :
    1. (a) circulation dudit gaz naturel à liquéfier circulant Sg à une pression P0 supérieure ou égale à la pression atmosphérique (Patm), P0 étant supérieure à la pression atmosphérique, dans 3 échangeurs de chaleur cryogéniques EC1, EC2, et EC3 disposés en série dont :
      • un premier échangeur EC1 dans lequel ledit gaz naturel entrant à une température T0 est refroidit et sort en BB à une température T1 inférieure à T0, température T1 à laquelle tous les composants du gaz naturel sont encore à l'état gazeux, puis
      • un deuxième échangeur EC2 dans lequel le gaz naturel est entièrement liquéfié et sort en CC à une température T2 inférieure à T1, et
      • un troisième échangeur EC3 dans lequel ledit gaz naturel liquéfié est refroidit de T2 à T3, T3 étant inférieure à T2 et T3 étant inférieure à la température de liquéfaction dudit gaz naturel à pression atmosphérique, et
    2. (b) circulation à circuit fermé de deux flux S1 et S3 de gaz réfrigérant à l'état gazeux dénommés respectivement premier et troisième flux, respectivement à des pressions différentes P1 (S1) et P2 (S2), traversant deux dits échangeurs en contact indirect avec et à contre-courant du flux de gaz naturel Sg, comprenant :
      • un premier flux de gaz réfrigérant S1 à une pression P1 inférieure à P3 traversant les 3 échangeurs EC1, EC2 et EC3 entrant en DD dans ledit troisième échangeur EC3 à une température T3' inférieure à T3 puis sortant dudit troisième échangeur et entrant dans ledit deuxième échangeur EC2 en CC à une température T2' inférieure à T2, puis sortant du deuxième échangeur et entrant dans le premier échangeur EC1 en BB à une température T1' inférieure à T1 et sortant en AA dudit premier échangeur à une température T0' inférieure à T0, ledit premier flux de gaz réfrigérant à P1 et T3' étant obtenu par détente dans un premier détendeur E1 d'une partie D1 d'un deuxième flux S2 de gaz réfrigérant comprimé à la pression P3 supérieure à P2, ledit deuxième flux S2 circulant en contact indirect avec et à co-courant dudit flux gaz naturel Sg en entrant en AA dans ledit premier échangeur EC1 sensiblement à T0 et sortant en CC dudit deuxième échangeur EC) sensiblement à la température T2, et
      • un troisième flux S3 à une pression P2 supérieure à P1 et inférieure à P3 circulant en contact indirect avec et à co-courant dudit premier flux, traversant uniquement les dits deuxième et premier échangeurs EC2 et EC1, entrant en CC dans ledit deuxième échangeur sensiblement à une température T2' inférieure à T2 et sortant en AA dudit premier échangeur EC sensiblement à une température T0', ledit troisième flux S3 de gaz réfrigérant à P2 et T2 étant obtenu par détente dans un deuxième détendeur E2 d'une partie D2 dudit deuxième flux S2 de gaz réfrigérant sortant dudit premier échangeur sensiblement à T1,
    3. (c) ledit deuxième flux de gaz réfrigérant S2 comprimé à la pression P3 étant obtenu par compression desdits premier et troisième flux de gaz réfrigérant sortant en AA du dit premier échangeur EC1 à P1 et respectivement P2, par deux premier et deuxième compresseurs, respectivement C1 et C2 disposés en série et couplés respectivement auxdits premier et deuxième détendeurs E1 et E2 consistant en des turbines, et
    4. (d) après l'étape (a) on dépressurise le gaz naturel liquéfié sortant en DD dudit troisième échangeur à T3, depuis la pression P0 à la pression atmosphérique le cas échéant.
  • Plus précisément, sur la figure 2, on met en œuvre :
    1. (1) trois compresseurs C1, C2 et C3 montés en série, comprenant :
      1. (i) un premier compresseur C1 couplé audit premier détendeur E1, comprimant de P1 à P2 la totalité du dit premier flux de gaz réfrigérant sortant en AA dudit premier échangeur EC1, et
      2. (ii) un deuxième compresseur C2 couplé audit deuxième détendeur E2, comprimant de P2 à P'3, P'3 étant supérieure à P2 et inférieure ou égal à P3, d'une part ledit troisième flux S3 de gaz réfrigérant sortant à P2 du dit premier échangeur EC1, et d'autre part ledit premier flux de gaz réfrigérant comprimé à P2 sortant dudit premier compresseur C1, et
      3. (iii) un troisième compresseur C3 actionné par une turbine à gaz GT pour fournir la majeure partie de l'énergie et comprimer de P'3 à P3 la totalité des premier et troisième flux de gaz réfrigérant comprimés par le deuxième compresseur C2, pour obtenir ledit deuxième flux de gaz réfrigérant à P3 et T0 après refroidissement (H1, H2), et
    2. (2) ledit premier compresseur C1 est couplé à un premier moteur M1, permettant de faire varier de façon contrôlée la pression P2 en apportant de la puissance de façon contrôlée audit premier compresseur C1, ledit premier moteur M1 apportant au moins 3%, de préférence encore de 3 à 30% de la puissance totale apportée à l'ensemble des dits compresseurs mis en œuvre C1, C2 et C3, la turbine à gaz GT couplée au dit troisième compresseur C3, ainsi que le deuxième moteur M2 couplé au deuxième compresseur C2 fournissant ensemble de 97 à 70% de la puissance totale apportée à l'ensemble des dits compresseurs mis en œuvre C1, C2 et C3.
  • L'installation de la figure 2 est donc composé de :
    • une pluralité de moteurs, en général une turbine à gaz GT qui actionne le compresseur C3 et des moteurs M1-M2, par exemple soit électriques soit thermiques, tels des turbines à gaz, connectés respectivement aux compresseurs C1-C2,
    • 3 compresseurs :
      • C3 qui comprime l'intégralité du flux de gaz réfrigérant D,
      • C2 qui est accouplé au moteur M2 et à la turbine E2, et qui comprime l'intégralité du flux de gaz réfrigérant D,
      • C1 qui est accouplé au moteur M1 et à la turbine E1, et qui comprime la portion D1 de premier flux de gaz réfrigérant,
    • 2 détendeurs, par exemple des turbines,
      • E2 couplé au compresseur C2 et au moteur M2,
      • E1 couplé au compresseur C1 et au moteur M1,
      • d'un échangeur cryogénique en trois parties ou 3 échangeurs en série EC1, EC2 et EC3, correspondant respectivement aux phases 1, 2 et 3 de la liquéfaction et comportant quatre circuits, respectivement SG (gaz naturel et S1-S2-S3 (gaz réfrigérant),
      • de deux refroidisseurs, H1 et H2, situés respectivement en sortie du compresseur principal C3 (H2) avant l'entrée dans le circuit S2 des échangeurs cryogéniques, et sur la boucle haute pression (H1).
  • Les compresseurs C1 et C2 sont montés en série.
    • C1 opère entre la basse pression P1 et la moyenne pression P2, sur la portion D1 du flux de gaz réfrigérant en provenance de la turbine E1 circulant dans le circuit S1, du bas vers le haut, à travers chacun des trois échangeurs cryogéniques EC3-EC2-EC1.
    • C2 opère entre la moyenne pression P2 et la haute pression intermédiaire P'3 sur l'intégralité du flux D, composé de la portion D1 de flux en provenance du compresseur C1 et de la portion D2 du flux de gaz réfrigérant en provenance de la turbine E2 circulant dans le circuit S3, du bas vers le haut, à travers chacun des deux échangeurs cryogéniques EC2-EC1.
  • L'intégralité du flux de gaz réfrigérant D sortant du compresseur C2 est refroidie dans un refroidisseur H1 avant de rentrer à la pression P'3 dans le compresseur C3, ce dernier étant connecté à un moteur (GT), en général une turbine à gaz. Ladite turbine à gaz ainsi que le moteur (M2) fournissent ensemble au gaz réfrigérant de 70 à 97% de la puissance globale Q, le reliquat de puissance étant fourni au système au niveau du moteur M1, à savoir de 30 à 3% de la puissance globale Q.
  • En sortie du compresseur C3, l'intégralité du flux de gaz réfrigérant D est à la haute pression P3. Le flux est alors refroidi dans un refroidisseur H2 avant de circuler dans le circuit S2, du haut vers le bas, à travers chacun des deux échangeurs cryogéniques EC1-EC2.
  • La portion D2 de flux de gaz réfrigérant est prélevée en BB à la sortie de l'échangeur cryogénique EC1 et dirigé vers l'entrée de la turbine E2, le complément, c'est à dire la portion D1 de flux de gaz réfrigérant étant prélevée en CC à la sortie de l'échangeur cryogénique EC2 et dirigé vers l'entrée de la turbine E1.
  • Au sein du compresseur C3, on installe entre deux étages de compression un refroidisseur H2 fonctionnant à la pression P'3, ledit refroidisseur H2 traitant l'intégralité du flux D.
  • Dans ce procédé selon l'invention, on a les relations :
    D1 + D2 = D et de préférence D1/D2=1/3 à 1/20, de préférence de 1/4 à 1/10.
  • Le principal avantage du dispositif selon l'invention de la figure 2 réside dans la possibilité d'optimiser le rendement global des installations et de modifier à loisir les points de fonctionnement des diverses boucles correspondant aux circuits S1-S2-S3, c'est-à-dire de minimiser l'énergie consommée en augmentant ou diminuant la puissance injectée au niveau de l'un des compresseurs C1-C2-C3, ou en faisant varier la répartition de la puissance globale Q injectée dans le système. Ces ajustements de puissance injectées au niveau des divers compresseurs C1-C2-C3 ont pour effet de modifier les débits dans les diverses boucles, donc de modifier les pressions P1, P2 & P3 ainsi que les débits massiques D, D1 et D2 dans les divers circuits S1-S2-S3, ce qui donne une grande souplesse dans l'optimisation du point de fonctionnement de l'installation et donc une grande facilité et une grande rapidité lors de réajustements du procédé suite à des fluctuations dans la composition du gaz naturel à liquéfier en provenance des réservoirs souterrains. Ces variations peuvent être importantes durant la vie du champ de production de gaz, qui peut s'étendre sur 20 à 30 ans, voire plus.
  • Ainsi, dans le diagramme de la figure 4 relatif à un gaz naturel comportant 85% de méthane, le complément étant constitué d'azote, d'éthane (C-2), de propane (C-3) et de butane (C-4), la courbe 50 comportant des triangles, illustre les variations de l'enthalpie H des fluides circulant dans les circuits Sg et S2 de la figure 2 en fonction de la température du gaz naturel/GNL pour un processus virtuel idéal.
  • La courbe 53 correspond à la variation de l'enthalpie H du fluide réfrigérant circulant dans les circuits S1 et S3 de la figure 2, donc représente l'énergie transférée lors du processus de liquéfaction aux circuits Sg et S2 de la figure 2.
  • La surface 52 comprise entre les deux courbes 50 et 53 représente la perte d'énergie globale dans le processus de liquéfaction en référence à la figure 2 : - on cherche donc à minimiser cette surface de manière à obtenir le meilleur rendement.
  • Lors des variations dans le temps de la qualité du gaz naturel fourni par le champ de gaz, donc de sa composition, le point bas 54 de la courbe 50 correspondant à P0 et T2 de fin de liquéfaction du GNL, peut varier de quelques %. Dans le processus conventionnel de la figure 1, le point correspondant 55 du circuit de gaz réfrigérant reste sensiblement fixe, et la surface 52, donc le rendement de l'installation ne peut pas être optimisé.
  • Par contre, dans le dispositif selon l'invention selon la figure 2, en jouant sur la répartition de l'énergie mécanique et en particulier sur l'énergie injectée en GT, en M1 et M2, et plus particulièrement en M1, on peut faire varier avantageusement la position du point 56, que l'on sait ainsi déplacer de manière optimale dans la direction du point 54, ce qui permet de réduire au minimum la surface de l'aire 52 comprise entre les courbes 50 et 53, et de ce fait d'optimiser en temps réel le rendement de l'installation de liquéfaction, en fonction de la composition du gaz naturel.
  • La figure 3 représente le diagramme PFD d'une version de l'invention présentant une compacité améliorée par rapport aux procédé et installation de la figure 2, dans laquelle le compresseur C2 est intégré sur la même ligne d'arbre que le compresseur C3 et est actionné par la turbine à gaz GT représentant un apport d'énergie mécanique de 85 à 95% de l'énergie totale Q. Dans cette configuration, la turbine d'expansion E2 se trouve alors connectée d'une part au compresseur C2 et d'autre part à la turbine à gaz GT.
  • Dans cette version de la figure 3 présentant une plus grande compacité que la version décrite en référence à la figure 2, on dispose toutefois de moins de latitude pour ajuster les points de fonctionnement des diverses boucles, car les ajustements de puissance ne peuvent alors se faire qu'au niveau des moteurs GT relié à C3 et M1 relié à C1. Ainsi, cette version compacte se justifie avantageusement en cas de surface disponible très limitée, et de plus on n'a que deux lignes d'arbres de machines tournante et deux compresseurs, alors que dans la version en référence à la figure 2, on doit installer trois lignes d'arbres de machines tournante et trois compresseurs, ce qui représente un surcoût non négligeable, mais apporte un plus grande flexibilité dans le réglage fin des diverses boucle de pression, ainsi qu'un meilleur rendement final, donc une meilleure rentabilité des installation sur le long terme, pendant toute la durée de vie des installation qui dépasse 20 à 30 ans, voire plus.
  • Sur les figures 5 à 9 discutées ci-après, on a reproduit les résultats des essais dans lesquelles on fait varier les valeurs de P1, P2 et P3 pour minimiser l'énergie totale consommée Ef en kW x jour/t en fonction de la variation de la composition du gaz réfrigérant.
  • Sur les figures 5-5A-5B, on a représenté le diagramme du rendement énergétique, plus précisément de Ef exprimé en kW x jour/t, en fonction de la pression P1, et en fonction des diverses variantes de l'invention. En fait, cette pression P1 est constante pour une composition de gaz réfrigérant donnée, ce qui explique que tous les points d'une même courbe sont sur une droite parallèle aux ordonnées. Cette pression P1 correspond à la température T3' la plus basse du dispositif, c'est à dire à la température à l'entrée basse de l'échangeur cryogénique EC3. Cette pression P1 correspond sensiblement au point de rosée du gaz réfrigérant à une température T3' sensiblement inférieure à T3=-165°C, c'est à dire la température à laquelle le GNL restera liquide sous une pression correspondant à la pression atmosphérique, soit sensiblement 0.1MPa absolue, c'est à dire sensiblement une atmosphère.
  • Sur les figures 5, 5A et 5B, on observe qu'en mélangeant l'azote à du néon ou de l'hydrogène, jusqu'à une proportion molaire de 50%, on peut augmenter la pression P1, ce qui s'accompagne d'une diminution de l'énergie optimale consommée au point de fonctionnement stabilisé, donc d'un meilleur rendement énergétique du procédé de liquéfaction.
  • D'autre part, sur le diagramme 5A relatif à un mélange azote-néon, le point de fonctionnement dans le cas du procédé conventionnel de la figure 1 avec de l'azote pur se situe en 60. La courbe 70 (portion de gauche) représente la variation du rendement énergétique en fonction de la puissance injectée dans le procédé au niveau du moteur M1 en référence aux figures 2 et 3. Le point supérieur W0=0 de la courbe 70 correspond à un moteur M1 non alimenté, donc fournissant une puissance nulle. Le point W1 correspond à une puissance W1>0 fournie par ledit moteur M1. De même les points successifs de la courbe correspondent à des puissances croissantes fournies au système au niveau du moteur M1, à savoir W4>W3>W2>W1>W0=0.
  • Les points W0 à W4 correspondent à des puissances injectées au niveau du moteur M1 :
    • W0 = puissance nulle,
    • W1 = 7% de la puissance globale,
    • W2 = 15% de la puissance globale,
    • W3 = 24% de la puissance globale,
    • W4 = 33% de la puissance globale.
  • De manière similaire sur le diagramme de la figure 6A, on a représenté le rendement énergétique en fonction de la pression P2, et en fonction des diverses variantes de l'invention. La courbe 90 représente le procédé selon la figure 2 utilisant un gaz réfrigérant composé à 100% d'azote. Comme dans la figure 5A, le point supérieur W0=0 de la courbe 90 correspond à un moteur non alimenté, donc fournissant une puissance nulle. Le point W1 correspond à une puissance W1>0 fournie par ledit moteur M1. De même les points suivants de la courbe correspondent à des puissances croissantes fournies au système au niveau du moteur M1, telles que W4>W3>W2>W1>W0=0 : - lesdites puissances W1 à W4 étant identiques dans les figures 5A et 6A.
  • Ainsi, sur cette même figure 6A, on observe que lorsque l'on augmente la puissance W injectée au niveau de M1, la pression P1 reste constante, mais la pression P2 augmente et le rendement augmente, c'est à dire que la consommation en énergie exprimée en kW x jour/t diminue, jusqu'à atteindre un minimum 90a, ici sensiblement confondu avec le point W3, puis ladite consommation en énergie augmente à nouveau vers W4. Ce minimum 90a correspond au point bas 70a de la courbe 70 de la figure 5A, pour une consommation en énergie minimale d'environ 19.75 kW x jour/t, une pression P1 d'environ 9 bars et d'une pression P2 d'environ 28 bars. En comparaison, le point de fonctionnement W0 sans apport d'énergie au niveau du moteur M1 correspond, pour un procédé à l'azote pur, à une consommation en énergie d'environ 21.25 kWxd/t, à une même pression P1 d'environ 9 bars et une pression P2 d'environ 11 bars : le rendement énergétique est donc amélioré de 7.06%.
  • De manière similaire sur le diagramme de la figure 7A, on a représenté le rendement énergétique en fonction de la pression P3, et en fonction des diverses variantes de l'invention, notamment dans le cas d'un mélange azote néon. Les points W0-W1-W2-W3-W4 correspondent aux mêmes niveaux de puissance injectés au niveau du moteur M1 que décrits précédemment en référence aux figures 5A - 6A. P3 représente ainsi la pression maximale du système au niveau du circuit S3 : elle croit proportionnellement à la puissance injectée, ainsi qu'au pourcentage de néon dans le mélange de gaz réfrigérant.
  • Ainsi, une augmentation de la proportion de puissance injectée W au niveau du moteur M1 des figures 2 - 3 par rapport à la puissance totale injectée:
    • n'a pas d'influence sur la pression P1,
    • augmente la pression P2,
    • augmente la pression maximale P3,
    • diminue la consommation en énergie Ef jusqu'à une valeur minimale, pour une proportion de puissance W donnée, puis cette consommation en énergie croît à nouveau au-delà de cette dite proportion de puissance W donnée.
  • De la même manière, l'utilisation d'un mélange azote-néon conduit à une amélioration des performances énergétiques telle que représenté sur les figures 5A et 6A, tant dans les procédés conventionnels décrits en référence à la figures 1 que dans les procédés décrits en référence aux figures 2 - 3.
  • Ainsi, en considérant un mélange comportant 20% de néon, la pression P1 est d'environ 12.5 bars et la courbe 71 de la figure 5A représente les variations de la consommation en énergie pour les mêmes puissances croissantes fournies au système au niveau du moteur M3 (W4>W3>W2>W1>W0=0).
  • Pour ce même pourcentage en néon de 20%, sur la courbe 91 de la figure 6A, on a représenté les variations de la consommation en énergie pour les mêmes puissances croissantes fournies au système au niveau du moteur M1 (W4>W3>W2>W1>W0=0), en fonction de la pression P2. On observe ainsi que lorsque l'on augmente la puissance W injectée au niveau de M1, le rendement augmente, c'est à dire que la consommation en énergie exprimée en kWxd/t diminue, jusqu'à atteindre un minimum 91a, situé entre les points W2 et W3 de ladite courbe 91, puis ladite consommation en énergie augmente à nouveau vers W4. Ce minimum correspond au point bas 71a de la courbe 71 de la figure 5A, pour une consommation en énergie minimale d'environ 19.4 kWxd/t, une pression P1 d'environ 12.5 bars et d'une pression P2 d'environ 33 bars. En comparaison, le point de fonctionnement W0 de la même courbe 91 correspondant à un mélange à 20%, de néon, sans apport d'énergie au niveau du moteur M1 correspond, à une consommation en énergie d'environ 20.45 kW x jour/t, à une même pression P1 d'environ 12.5 bars et une pression P2 d'environ 17 bars, ce qui illustre l'amélioration du rendement énergétique lorsque l'on combine l'augmentation du pourcentage de néon et l'augmentation de la puissance injectée au niveau du moteur M1.
  • Les mêmes effets sont observés pour l'hydrogène sur les figures 5B et 6B.
  • Sur les figures 5 à 7, on a représenté des diagrammes de performances d'un procédé conventionnel et du procédé selon l'invention, de liquéfaction d'un gaz naturel constitué de 85% de méthane, et 15% desdits autres constituant.
  • Dans le diagramme de la figure 7A, la pression maximale P3 est représentée en abscisses et l'énergie par unité de masse de gaz est en ordonnée. L'énergie est représentée en kW x jour/tonne de gaz naturel (1 kW x jour/t = 0.024 kWh/kg). Ainsi, pour un gaz réfrigérant constitué de 100% d'azote, le point de fonctionnement du processus conventionnel en référence à la figure 1 est situé en 60 sur cette figure 7A. Par contre, dans le procédé selon l'invention en référence aux figures 2 et 3, pour diverses compositions de mélange azote-néon, en injectant de la puissance au niveau du moteur M1, on peut faire varier le rendement de l'installation selon la courbe 70 (20% de néon) et autres courbes (40 - 50% de néon). Ainsi, d'un point de fonctionnement à 45-50 bars selon le procédé conventionnel, correspondant à une consommation en énergie d'environ 21.3 kW x d/t, on peut augmenter le rendement thermodynamique en augmentant la pression maximale. Ainsi, comme représenté sur ce même diagramme, pour un gaz réfrigérant constitué de 100% d'azote pur, en injectant une partie de la puissance au niveau du moteur M1, et en opérant à une pression d'environ 68 bars, la consommation en énergie chute à environ 19.75 kWxd/t, ce qui représente un gain de rendement de 7.28%.
  • De manière générale, en opérant à plus forte pression, pour un débit massique donné, les débits volumiques sont réduits au prorata de l'augmentation de ladite pression : - les conduites sont de plus faible diamètre, mais leur résistance mécanique, donc leur épaisseur, leur poids et leur coût sont augmentés d'autant : - par contre, l'emprise au sol s'en trouve réduite d'autant, ce qui est très intéressant dans le cas d'installations en environnement confiné tel que sur un support flottant ancré en mer, ou encore sur un méthanier dans le cas d'unité de reliquéfaction de boil-off. De la même manière, les compresseurs et les turbines opérant à plus forte pression sont beaucoup plus compacts. En ce qui concerne les échangeurs cryogéniques, l'augmentation de la pression améliore aussi les transferts thermiques, mais les surfaces d'échange thermique ne sont pas réduites dans la même proportion que dans le cas des conduites et des compresseurs et des turbines. En revanche, leur poids augmente de manière importante car ils doivent résister à cet accroissement de pression.
  • Ainsi, globalement, le procédé selon l'invention des figures 2-3 conduit à des installations présentant une compacité plus grande et à une amélioration importante du rendement énergétique lorsque le gaz réfrigérant est de l'azote pur, ledit rendement énergétique étant encore amélioré quand le gaz réfrigérant est un mélange d'azote et, soit de néon, soit d'hydrogène.
  • Sur la figure 7A, on a représenté un diagramme de performances d'un procédé conventionnel en référence à la figure 1, et du procédé selon l'invention des figures 2-3 utilisant comme gaz réfrigérant un mélange d'azote et de néon, dans lequel la pression maximale P3 est représentée en abscisses et l'énergie par unité de masse de gaz est en ordonnée. L'énergie est représentée en KW x jour par tonne de gaz naturel (kW x d/t).
  • Ainsi, pour une composition donnée de gaz, le point de fonctionnement du processus conventionnel en référence à la figure 1 est situé en 60 sur cette figure 7A. Dans le procédé selon l'invention en référence aux figures 2 et 3, utilisant un gaz réfrigérant composé de 100% d'azote, en injectant de la puissance au niveau du moteur M1, on peut faire varier le rendement de l'installation selon la courbe 61 avec un point de fonctionnement optimum 62 à environ 68 bars, correspondant à une consommation en énergie d'environ 19.75 kWxd/t, ce qui représente un gain de rendement de 7.28% par rapport au point de fonctionnement 60 du procédé conventionnel.
  • En utilisant comme gaz réfrigérant un mélange de 80% d'azote et de 20% de néon, on peut augmenter la pression, comme représenté sur la courbe 70, sans que le mélange de gaz n'atteigne son point de rosée, jusqu'à une valeur optimale 70a d'environ 88 bars et pour une consommation en énergie minimale d'environ 19.4 kWxd/t, ce qui représente un gain de rendement thermodynamique de 1.77% par rapport au point de fonctionnement 62 du procédé selon l'invention avec un gaz réfrigérant composé de 100% d'azote et un gain de rendement thermodynamique de 8.92% par rapport au point de fonctionnement 60 du procédé conventionnel.
  • En utilisant comme gaz réfrigérant un mélange de 60% d'azote et de 40% de néon, on peut augmenter la pression, comme représenté sur la courbe 71, sans que le mélange de gaz n'atteigne son point de rosée, jusqu'à une valeur optimale 71a d'environ 118 bars et pour une consommation en énergie minimale d'environ 19.15 kWxd/t, ce qui représente un gain de rendement thermodynamique de 3.04% par rapport au point de fonctionnement 62 du procédé selon l'invention avec un gaz réfrigérant composé de 100% d'azote et un gain de rendement thermodynamique de 10.09% par rapport au point de fonctionnement 60 du procédé conventionnel.
  • En utilisant comme gaz réfrigérant un mélange de 50% d'azote et de 50% de néon, on peut augmenter la pression, comme représenté sur la courbe 72, sans que le mélange de gaz n'atteigne son point de rosée, jusqu'à une valeur optimale 72a d'environ 145 bars et pour une consommation en énergie minimale d'environ 18.8 kWxd/t, ce qui représente un gain de rendement thermodynamique de 4.81% par rapport au point de fonctionnement 62 du procédé selon l'invention avec un gaz réfrigérant composé de 100% d'azote et un gain de rendement thermodynamique de 11.74% par rapport au point de fonctionnement 60 du procédé conventionnel.
  • De la même manière, comme représenté sur le diagramme de la figure 7B on utilise avantageusement comme gaz réfrigérant un mélange d'azote et d'hydrogène.
  • Ainsi, en utilisant comme gaz réfrigérant un mélange de 80% d'azote et de 20% d'hydrogène, on peut augmenter la pression, comme représenté sur la courbe 80, sans que le mélange de gaz n'atteigne son point de rosée, jusqu'à une valeur optimale 80a d'environ 94 bars et pour une consommation en énergie minimale d'environ 19.2 kWxd/t, ce qui représente un gain de rendement thermodynamique de 2.78% par rapport au point de fonctionnement 62 du procédé selon l'invention des figures 2-3 avec un gaz réfrigérant composé de 100% d'azote, et un gain de rendement thermodynamique de 9.86% par rapport au point de fonctionnement 60 du procédé conventionnel de la figure 1.
  • En utilisant comme gaz réfrigérant un mélange de 60% d'azote et de 40% d'hydrogène, on peut augmenter la pression, comme représenté sur la courbe 81, sans que le mélange de gaz n'atteigne son point de rosée, jusqu'à une valeur optimale 81a d'environ 140 bars et pour une consommation en énergie minimale d'environ 18.8 kWxd/t, ce qui représente un gain de rendement thermodynamique de 4.81% par rapport au point de fonctionnement 62 du procédé selon l'invention des figures 2-3 avec un gaz réfrigérant composé de 100% d'azote et un gain de rendement thermodynamique de 11.74% par rapport au point de fonctionnement 60 du procédé conventionnel de la figure 1.
  • En utilisant comme gaz réfrigérant un mélange de 50% d'azote et de 50% d'hydrogène, on peut augmenter la pression, comme représenté sur la courbe 82, sans que le mélange de gaz n'atteigne son point de rosée, jusqu'à une valeur optimale 82a d'environ 186 bars et pour une consommation en énergie minimale d'environ 18.7 kWxd/t, ce qui représente un gain de rendement thermodynamique de 5.32% par rapport au point de fonctionnement 62 du procédé selon l'invention des figures 2-3 avec un gaz réfrigérant composé de 100% d'azote et un gain de rendement thermodynamique de 12.21% par rapport au point de fonctionnement 60 du procédé conventionnel de la figure 1.
  • Ainsi, un pourcentage croissant de gaz complémentaire, soit de l'hydrogène, soit du néon, rajouté à de l'azote pour constituer un gaz réfrigérant, améliore de manière radicale de rendement thermodynamique du procédé, tout en autorisant un fonctionnement à plus haute pression, ce qui implique des équipements plus compacts, ce qui est très avantageux dès lors que l'on ne dispose que de surfaces très réduites, ce qui est le cas sur un support flottant ancré en mer, ou à bord d'un méthanier, dans le cas d'unités de reliquéfaction.
  • Avantageusement, le procédé selon l'invention utilise soit un mélange d'azote et de néon, soit d'azote et d'hydrogène, et malgré son rendement légèrement inférieur, on privilégiera l'utilisation du mélange d'azote et de néon, car le néon est un gaz inerte, alors que l'hydrogène est combustible et reste dangereux et délicat à opérer, surtout à haute pression dans des installations confinées à bord d'un support flottant. De plus l'hydrogène est un gaz qui percole très facilement à travers des joints élastomériques et même dans certains cas à travers les métaux, surtout à très haute pression, et de ce fait le procédé selon l'invention basé sur l'utilisation d'un mélange azote-hydrogène ne constitue pas la version préférée de l'invention : la version préférée de l'invention reste l'utilisation comme gaz réfrigérant d'un mélange d'azote et de néon dans les dispositifs décrits en référence aux diverses figures.
  • De la même manière, on améliore le rendement des procédés conventionnels utilisant comme gaz réfrigérant de l'azote, en considérant un mélange binaire azote-néon ou azote-hydrogène, ce qui, par contre, ne fait pas objet de la présente invention.
  • Ainsi, comme représenté sur le diagramme de la figure 7A, la courbe 75 représente la variation du rendement d'un procédé conventionnel selon la figure 1, ou de ses variantes, en fonction du pourcentage de gaz néon dans le gaz réfrigérant. Pour un pourcentage de 20% de néon, le point de fonctionnement se situe en 70b, ce qui correspond à une pression maximale P3 de 63 bars environ et une consommation en énergie d'environ 20.45 kWxd/t, ce qui représente un gain de rendement thermodynamique de 3.76% par rapport au point de fonctionnement 60 du même procédé conventionnel avec un gaz réfrigérant composé de 100% d'azote.
  • Pour un pourcentage de 40% de néon, le point de fonctionnement se situe en 71b, ce qui correspond à une pression maximale P3 de 90 bars environ et une consommation en énergie d'environ 19.70 kWxd/t, ce qui représente un gain de rendement thermodynamique de 7.29% par rapport au point de fonctionnement 60 du même procédé conventionnel avec un gaz réfrigérant composé de 100% d'azote.
  • Pour un pourcentage de 50% de néon, le point de fonctionnement se situe en 72b, ce qui correspond à une pression maximale P3 de 120 bars environ et une consommation en énergie d'environ 19.35 kWxd/t, ce qui représente un gain de rendement thermodynamique de 8.94% par rapport au point de fonctionnement 60 du même procédé conventionnel avec un gaz réfrigérant composé de 100% d'azote.
  • De la même manière avec un mélange azote-hydrogène comportant 20% d'hydrogène, comme représenté sur la figure 7B, le point de fonctionnement se situe en 80b, ce qui correspond à une pression maximale P3 de 68 bars environ et une consommation en énergie d'environ 20.2 kWxd/t, ce qui représente un gain de rendement thermodynamique de 4.94% par rapport au point de fonctionnement 60 du même procédé conventionnel avec un gaz réfrigérant composé de 100% d'azote.
  • Pour un pourcentage de 40% d'hydrogène, le point de fonctionnement se situe en 81b, ce qui correspond à une pression maximale P3 de 108 bars environ et une consommation en énergie d'environ 19.8 kWxd/t, ce qui représente un gain de rendement thermodynamique de 6.82% par rapport au point de fonctionnement 60 du même procédé conventionnel avec un gaz réfrigérant composé de 100% d'azote.
  • Pour un pourcentage de 50% d'hydrogène, le point de fonctionnement se situe en 82b, ce qui correspond à une pression maximale P3 de 150 bars environ et une consommation en énergie d'environ 19 kWxd/t, ce qui représente un gain de rendement thermodynamique de 10.59% par rapport au point de fonctionnement 60 du même procédé conventionnel avec un gaz réfrigérant composé de 100% d'azote.
  • A titre d'exemple, une unité de liquéfaction conventionnelle est dimensionnée par rapport aux puissances des turbines à gaz disponibles, les turbines de forte puissance étant couramment de 25MW.
  • On cherche en général à augmenter la puissance de l'installation, et il est alors possible d'installer en parallèle deux turbines à gaz (GT1 et GT2) identiques pour obtenir 30MW (2x15MW), voire 40MW (2x20MW), mais on alors deux lignes de machines tournantes, ce qui augmente les encombrements, les quantités de conduites et bien sûr les coûts.
  • En installant une seule turbine GT de 25MW en C3 comme sur la figures 2 et en rajoutant de la puissance au niveau du deuxième moteur M2, par exemple 5MW, pour obtenir un total de 30MW, ou 15MW pour obtenir un total de 40MW, le fonctionnement du procédé en référence à la figure 2 est identique en termes de rendement à celui utilisant deux turbines à gaz (GT1 et GT2) en parallèle.
  • Ainsi, en considérant une turbine à gaz GT de 25MW, l'ajout de 5MW de puissance au niveau du moteur (M2), de préférence grâce à une motorisation électrique, donne plus de souplesse au fonctionnement et permet ainsi un accroissement de puissance de 20%. Par contre, le rendement de l'ensemble reste inchangé, sensiblement à 21.25 kW x jour/t de LNG produit comme représenté sur le diagramme de la figure 7 au niveau du point 60.
  • Si par contre, on fournit la même puissance de 5MW au niveau du premier moteur M1, la puissance globale est toujours de 30MW, mais dans ce cas le rendement de l'ensemble est amélioré et atteint sensiblement la valeur de 19.8 kW x jour/t de LNG produit, ce qui représente un gain de 6.59% pour la même puissance globale de 30MW, par rapport à une injection de puissance de 5MW au niveau du deuxième moteur M2, comme détaillé précédemment. Ledit apport de puissance de 5MW au niveau du premier moteur M1 représente alors 16.6% de la puissance globale et ledit rendement (19.8 kW x jour/t) correspond sensiblement au point W2 du diagramme de la figure 7.
  • De la même manière sur la figure 3, en installant une seule turbine GT de 25MW en C2 comme sur la figure 3 et en rajoutant de la puissance au niveau de la turbine GT, par exemple 5MW pour obtenir un total de 30MW, ou 10MW pour obtenir un total de 40MW, le fonctionnement du procédé en référence à la figure 2 est identique en termes de rendement à celui utilisant deux turbines à gaz (GT1 et GT2) en parallèle.
  • Ainsi, en considérant une turbine à gaz GT de 25MW, l'ajout de 5MW de puissance au niveau de la turbine GT, donne plus de souplesse au fonctionnement et permet ainsi un accroissement de puissance de 20%. Par contre, le rendement de l'ensemble reste inchangé, sensiblement à 21.25 kW x jour/t de LNG produit comme représenté sur le diagramme de la figure 7 au niveau du point 60.
  • Si par contre, on fournit la même puissance de 5MW au niveau du premier moteur M1, la puissance globale est toujours de 30MW, mais dans ce cas le rendement de l'ensemble est amélioré et atteint sensiblement la valeur de 19.8 kW x jour/t de LNG produit, ce qui représente un gain de 6.59% pour la même puissance globale de 30MW, par rapport à une injection de puissance de 5MW au niveau du deuxième moteur M2, comme détaillé précédemment. Ledit apport de puissance de 5MW au niveau du premier moteur M1 représente alors 16.6% de la puissance globale et ledit rendement (19.8 kW x jour/t) correspond sensiblement au point W2 du diagramme de la figure 7.
  • Ainsi, en fonction de la production de gaz naturel, tant en quantité qu'en qualité, en provenance des nappes souterraines, on utilisera avantageusement une turbine à gaz GT, par exemple de 25MW, à plein régime en permanence,
    • que l'on complètera par injection de puissance au niveau de la turbine GT (fig. 3) ou du deuxième moteur M2 (fig.2) sans changer le rendement global (point WO de la figure 7), et
    • que l'on complétera, voire le cas échéant modulera, par injection de puissance au niveau du premier moteur M1 ce qui a pour effet d'améliorer le rendement global selon la courbe 61 de la même figure 7, jusqu'à atteindre un optimum, c'est à dire un minimum de consommation d'énergie de 19.75 kW x jour/t correspondant sensiblement au point W3 de ladite courbe 61 : - l'énergie injectée au niveau dudit premier moteur M1 représentant alors dans ce cas sensiblement 24% de l'énergie totale.
  • D'une manière générale, on fonctionnera avec une turbine à gaz GT à plein régime, que l'on complètera par un apport de puissance au niveau du premier moteur M1, ledit apport étant limité à environ 24% de la puissance globale de manière à optimiser le rendement à la valeur minimale de 19.75 kW x jour/t, puis en cas de nécessité, on augmentera la puissance globale par injection de puissance au niveau du deuxième moteur M2, et concomitamment on réajustera la puissance injectée au niveau du premier moteur M1, de manière à ce que ladite puissance soit toujours sensiblement égale à environ 24% de la puissance globale de manière à conserver le rendement de l'installation à la valeur optimale de 19.75 kW x jour/t.
  • Ledit rendement optimal de 19.75 kW x jour/t pour une puissance du premier moteur M1 représentant 24% de la puissance totale est valable pour un fluide réfrigérant constitué de 100% d'azote. Dans le cas de mélanges azote-néon ou azote-hydrogène, le rendement optimal ainsi que le pourcentage de puissance varient en fonction des mélanges et des pourcentages de néon ou d'hydrogène, mais les avantages détaillés précédemment restent valables et même se cumulent.

Claims (16)

  1. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel comprenant majoritairement du méthane, de préférence, au moins 85% de méthane, les autres composants comprenant essentiellement de l'azote et des alcanes en C-2 à C-4, dans lequel on liquéfie ledit gaz naturel à liquéfier pas circulation dudit gaz naturel à une pression P0 supérieure ou égale à la pression atmosphérique (Patm), de préférence P0 étant supérieure à la pression atmosphérique, dans au moins un échangeur de chaleur cryogénique (EC1, EC2, EC3) par circulation en circuit fermé à contre-courant en contact indirect avec au moins un flux de gaz réfrigérant restant à l'état gazeux comprimé à une pression P1 entrant dans ledit échangeur cryogénique à une température T3' inférieure à T3, T3 étant la température de liquéfaction du dit gaz naturel liquéfié en sortie dudit échangeurs cryogénique, T3 étant inférieure ou égale à la température de liquéfaction du dit gaz naturel liquéfié à la pression atmosphérique, dans lequel on liquéfie ledit gaz naturel à liquéfier en réalisant les étapes concomitantes suivantes de :
    (a) circulation dudit gaz naturel à liquéfier circulant (Sg) à une pression P0 supérieure ou égale à la pression atmosphérique (Patm), de préférence P0 étant supérieure à la pression atmosphérique, dans au moins trois échangeurs de chaleur cryogéniques (EC1, EC2, EC3) disposés en série dont :
    - un premier échangeur (EC1) dans lequel ledit gaz naturel entrant à une température T0 est refroidit et sort (BB) à une température T1 inférieure à T0, puis
    - un deuxième échangeur (EC2) dans lequel le gaz naturel est entièrement liquéfié et sort (CC) à une température T2 inférieure à T1 et supérieure à T3, et
    - un troisième échangeur (EC3) dans lequel ledit gaz naturel liquéfié est refroidit de T2 à T3, et
    (b) circulation à circuit fermé d'au moins deux flux (S1, S3) de gaz réfrigérant à l'état gazeux dénommés premier et troisième flux respectivement à des pressions différentes P1 et P2, traversant au moins deux dits échangeurs en contact indirect avec et à contre-courant du flux de gaz naturel (Sg), comprenant :
    - ledit premier flux de gaz réfrigérant (S1) à une pression P1 inférieure à P3 traversant les trois échangeurs (EC1, EC2, EC3) entrant (DD) dans ledit troisième échangeur (EC3) à une température T3' inférieure à T3, puis entrant (CC) à une température T2' inférieure à T2 dans ledit deuxième échangeur (EC2), puis entrant (BB) à une température T1' inférieure à T1 dans ledit premier échangeur (EC1) et sortant (AA) dudit premier échangeur à une température T0' inférieure ou égale à T0, ledit premier flux de gaz réfrigérant à P1 et T3' étant obtenu par détente dans au moins un premier détendeur (E1) d'une première partie (D1) d'un deuxième flux (S2) de gaz réfrigérant comprimé à la pression P3 supérieure à P2, ledit deuxième flux (S2) circulant en contact indirect avec et à co-courant dudit flux gaz naturel (Sg) en entrant (AA) dans ledit premier échangeur (EC1) à T0 et ladite première partie (D1) du deuxième flux (S2) sortant (CC) dudit deuxième échangeur (EC2) sensiblement à T2, et
    - ledit troisième flux (S3) à une pression P2 supérieure à P1 et inférieure à P3 circulant en contact indirect avec et à co-courant dudit premier flux, traversant uniquement les dits deuxième et premier échangeurs (EC2, EC1), entrant (CC) dans ledit deuxième échangeur à une température T2' inférieure à T2 et sortant (AA) dudit premier échangeur (EC1) à T0' inférieur ou égale à T0, ledit troisième flux (S3) de gaz réfrigérant à P2 et T2 étant obtenu par détente dans un deuxième détendeur (E2) d'une deuxième partie (D2) dudit deuxième flux (S2) de gaz réfrigérant sortant dudit premier échangeur sensiblement à T1, le débit D2 de ladite deuxième partie de deuxième flux étant de préférence supérieur au débit D1 de la première partie de deuxième flux
    (c) ledit deuxième flux de gaz réfrigérant (S2) comprimé à la pression P3 étant obtenu par compression par au moins deux compresseur (C1, C2, C3) et refroidissement (H1, H2) desdits premier et troisième flux (S1, S3) de gaz réfrigérant sortant (AA) du dit premier échangeur (EC1) à P1 et respectivement P2, un premier compresseur comprimant de P1 à P2 la totalité dudit premier flux de gaz réfrigérant sortant (AA) dudit premier échangeur (EC1), et au moins du deuxième compresseur (C2), comprimant de P2 à au moins P'3, P'3 étant une pression inférieure ou égale à P3 et supérieure à P2, d'une part ledit troisième flux (S3) de gaz réfrigérant sortant à P2 dudit premier échangeur (EC1) et d'autre part ledit premier flux de gaz réfrigérant comprimé à P2 sortant dudit premier compresseur, pour obtenir ledit deuxième flux de gaz réfrigérant à P3 et T0 après refroidissement (H1, H2),
    procédé dans lequel :
    - les deux premier et deuxième compresseurs (C1, C2) disposés en série sont couplés respectivement audits premier et deuxième détendeurs (E1, E2) consistant en des turbines de récupération d'énergie, et
    - au moins le dit premier compresseur (C1) est couplé à un premier moteur (M1),
    ledit procédé étant caractérisé en ce que :
    - ledit premier moteur permet de moduler et contrôler spécifiquement la valeur de la pression P2 en apportant une puissance différentiée audit premier compresseur par rapport à la puissance apportée aux autres compresseurs, et
    - une turbine à gaz (GT) est couplée soit audit deuxième compresseur, celui-ci comprimant ledit deuxième flux de gaz réfrigérant directement à P3, soit à un troisième compresseur (C3) monté en série après le deuxième compresseur (C2), le dit troisième compresseur comprimant de P'3 à P3 ledit deuxième flux de gaz réfrigérant,
    - ledit premier moteur (M1) apportant au moins 3%, de préférence de 3 à 30% de la puissance totale apportée à l'ensemble des dits compresseurs mis en œuvre (C1, C2), la dite turbine à gaz (GT) fournissant de 97 à 70% de la puissance totale apportée à l'ensemble des dits compresseurs mis en œuvre (C1, C2, C3).
  2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l'on fait varier de façon contrôlée ladite pression P2 en apportant de la puissance de façon contrôlée audit premier compresseur avec le dit premier moteur, de manière à ce que l'énergie consommée pour la mise en œuvre du procédé (Ef) soit minimale.
  3. Procédé selon la revendication 2, caractérisé en ce qu'on augmente la pression P2 en augmentant la puissance injectée au premier compresseur avec le premier moteur, la pression P1 restant sensiblement constante.
  4. Procédé selon la revendication 2 ou 3, caractérisé en ce que l'on fait varier de façon contrôlée ladite pression P2 en apportant de la puissance de façon contrôlée audit premier compresseur avec le dit premier moteur lorsque la composition du gaz naturel à liquéfier varie.
  5. Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisé en ce qu'on met en œuvre deux compresseurs (C1, C2) montés en série, comprenant :
    (i) ledit premier compresseur couplé audit premier détendeur (E1), comprimant de P1 à P2 la totalité du dit premier flux de gaz réfrigérant sortant (AA) dudit premier échangeur (EC1), et
    (ii) ledit deuxième compresseur (C2) couplé audit deuxième détenteur (E2), comprimant de P2 à P3, d'une part ledit troisième flux (S3) de gaz réfrigérant sortant à P2 du dit premier échangeur (EC1) et d'autre part ledit premier flux de gaz réfrigérant comprimé à P2 sortant dudit premier compresseur, pour obtenir ledit deuxième flux de gaz réfrigérant (S2) à P3 et T0 après refroidissement (H1, H2), et
    (iii) ledit premier compresseur (C1) est actionné par ledit premier moteur (M1), ledit deuxième compresseur (C2) étant actionné par au moins ladite turbine à gaz (GT).
  6. Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisé en ce qu'on met en œuvre trois compresseurs (C1, C2, C3) montés en série, comprenant :
    (i) ledit premier compresseur (C1) actionné par ledit premier moteur (M1) et couplé audit premier détendeur (E1), comprimant de P1 à P2 la totalité du dit premier flux de gaz réfrigérant sortant (AA) dudit premier échangeur (EC1), et
    (ii) ledit deuxième compresseur (C2) actionné par un dit deuxième moteur (M2) et couplé audit deuxième détendeur (E2), comprimant de P2 à P'3, P'3 étant supérieur à P2 et inférieur à P3, d'une part ledit troisième flux (S3) de gaz réfrigérant sortant à P2 su dit premier échangeur (EC1), et d'autre part ledit premier flux de gaz réfrigérant comprimé à P2 sortant dudit premier compresseur C1, et
    (iii) ledit troisième compresseur (C3) actionné par ladite turbine à gaz (GT) pour fournir la majeure partie de l'énergie et comprimer à P3 la totalité des premier et troisième flux de gaz réfrigérant à P3 et T0 après refroidissement (H1, H2), et
    (iv) ledit premier moteur (M1) apporte au moins 3%, de préférence de 3 à 30% de la puissance totale apportée à l'ensemble des dits compresseurs mis en œuvre (C1, C2, C3), la dite turbine à gaz (GT) couplée au dit troisième compresseur (C3), ainsi que le dit deuxième moteur (M2) couplé au deuxième compresseur (C2) fournissant ensemble de 97 à 70% de la puissance totale apportée à l'ensemble des dits compresseurs mis en œuvre (C1, C2, C3).
  7. Procédé selon l'une des revendications 1 à 6, caractérisé en ce que ledit gaz réfrigérant comprend de l'azote.
  8. Procédé selon l'une des revendications 1 à 7, caractérisé en ce que la composition du gaz à liquéfier est comprise dans les fourchettes suivantes pour un total de 100% :
    - Méthane de 80 à 100%,
    - azote de 0 à 20%,
    - éthane de 0 à 20%,
    - propane de 0 à 20%, et
    - butane de 0 à 20%.
  9. Procédé selon l'une des revendications 1 à 8, caractérisé en ce que :
    - T0 et T0' sont de 10 à 35°C, et
    - T3 et T3' sont de -160 à -170°C, et
    - T2 et T2' sont de -100 à 140°C, et
    - T1 et T1' sont de -30 à -70°C.
  10. Procédé selon l'une des revendications 1 à 9, caractérisé en ce que :
    - P0 est de 0.5 à 5 MPa, et
    - P1 est de 0.5 à 5 MPa, et
    - P2 est de 1 à 10 MPa, et
    - P3 est de 5 à 20 MPa.
  11. Procédé selon l'une des revendications 1 à 10, caractérisé en ce qu'on fait varier P2 jusqu'à ce que l'énergie totale Ef minimale consommée dans le procédé est inférieur à 21.5 kW x jour/t de gaz liquéfié produit, de préférence de 18.5 à 20.5 kW x jour/t.
  12. Procédé selon les revendications 1 à 11, caractérisé en ce qu'il est mis en œuvre à bord d'un support flottant.
  13. Procédé selon l'une des revendications 1 à 12, caractérisé en ce qu'il utilise un mélange binaire azote-néon ou azote-hydrogène.
  14. Installation embarqué sur un support flottant pour mettre en œuvre un procédé selon l'une des revendications 1 à 13, l'installation comprend :
    - au moins trois dits échangeurs de chaleur cryogéniques (EC1, EC2, EC3) en série comprenant au moins :
    - un premier conduit de circulation à contre-courant apte à faire circuler un premier flux (S1) de gaz réfrigérant à l'état gazeux comprimés à P1 traversant à contre-courant successivement les 3 troisième, deuxième et premier échangeurs (EC3, EC2, EC1),
    - un deuxième conduit de circulation à co-courant apte à faire circuler un dit deuxième flux (S2) de gaz réfrigérant à l'état gazeux comprimé à P3 traversant à co-courant uniquement successivement les dits premier et deuxième échangeurs (EC1, EC2),
    - un troisième conduit de circulation à contre-courant du dit gaz réfrigérant apte à la circulation circuler un dit troisième flux (S3) de gaz réfrigérant à l'état gazeux comprimé à P2 traversant à contre-courant uniquement successivement les dits deuxième et premier échangeurs (EC2, EC1),
    - un quatrième conduit (Sg) apte à faire circuler ledit gaz naturel à liquéfier traversant successivement les trois premier, deuxième et troisième échangeurs (EC1, EC2, EC3),
    - un premier détendeur (E1) entre la sortie dudit deuxième conduit et l'entrée dudit premier conduit,
    - un deuxième détendeur (E2) entre (i) une dérivation (BB) dudit deuxième conduit située entre les dits premier et deuxième échangeur et (ii) l'entrée (CC) dudit troisième conduit, et
    - un premier compresseur (C1) à la sortie dudit premier conduit, couplé à une turbine consistant ledit premier détendeur,
    - un deuxième compresseur (C2) à la sortie du dit troisième conduit, couplé à une turbine consistant ledit deuxième détendeur, et ledit deuxième compresseur étant monté en série avec ledit premier compresseur, et
    - un conduit de circulation de la totalité du gaz comprimé à P2 par le premier compresseur (C1) vers le deuxième compresseur (C2) ainsi monté en série dudit premier compresseur, et
    - au moins un premier moteur (M1) couplé audit premier compresseur (C1), caractérisé en ce que ledit premier moteur est apte à apporter au moins 3%, de préférence de 3 à 30%, de la puissance totale apportée à l'ensemble des dits compresseurs mis en œuvre (C1, C2, C3), ledit premier moteur permettant de moduler et contrôler spécifiquement la valeur de la pression P2 en apportant une puissance différentiée audit premier compresseur par rapport à la puissance apportée aux autres compresseurs, et
    - une turbine à gaz (GT) couplée soit audit deuxième compresseur, celui-ci comprimant ledit deuxième flux de gaz réfrigérant directement à P3, soit à un troisième compresseur (C3) monté en série après le deuxième compresseur (C2), le dit troisième compresseur comprimant de P'3 à P3 ledit deuxième flux de gaz réfrigérant, la dite turbine à gaz étant apte à apporter de 97 à 70% de la puissance totale apportée à l'ensemble des dits compresseurs mis en œuvre (C1, C2, C3).
  15. Installation selon la revendication 14 , caractérisé en ce qu'elle comprend seulement deux compresseurs (C1, C2) montés en série, comprenant :
    (i) ledit premier compresseur (C1) couplé audit premier détendeur (E1), apte à comprimer de P1 à P2 la totalité du dit premier flux de gaz réfrigérant sortant (AA) dudit premier échangeur (EC1), et
    (ii) ledit deuxième compresseur (C2) couplé audit deuxième détendeur (E2), apte à comprimer de P2 à au moins P'3, P'3 étant une pression supérieure à P2 et inférieure ou égale à P3, d'une part ledit troisième flux (S3) de gaz réfrigérant sortant à P2 du dit premier échangeur (EC1) et d'autre part ledit premier flux de gaz réfrigérant comprimé à P2 sortant dudit premier compresseur, pour obtenir ledit deuxième flux de gaz réfrigérant à P3 et T0 après refroidissement (H1, H2), et
    (iii) ledit premier moteur (M1) couplé au dit premier compresseur (C1), et au moins ladite turbine à gaz (GT) couplé audit deuxième compresseur (C2), ledit premier moteur étant apte à apporter au moins 3%, de préférence encore de 3 à 30% de la puissance totale apportée à l'ensemble des dits compresseurs mis en œuvre (C1, C2), et
    (iv) ladite turbine à gaz (GT) couplé audit deuxième compresseur étant apte à fournir de 97 à 70% de la puissance totale apportée.
  16. Installation selon la revendication 14, caractérisé en ce qu'elle comprend seulement trois compresseurs (C1, C2, C3) montés en série comprenant :
    (i) ledit premier compresseur (C1) couplé audit premier détendeur (E1) et au dit premier moteur (M1), et
    (ii) ledit deuxième compresseur (C2) couplé audit deuxième détendeur (E2) et à un deuxième moteur (M2), et
    (iii) ledit troisième compresseur (C2) couplé à ladite turbine à gaz (GT) apte à fournir la majeure partie de l'énergie et apte à comprimer à P3 la totalité des premier et troisième flux de gaz réfrigérant comprimés par le deuxième compresseur (C2), pour obtenir ledit deuxième flux de gaz réfrigérant à P2 et T0 après refroidissement (H1, H2), et
    (iv) le dit premier moteur (M1) étant apte à apporter au moins 3%, de préférence encore de 3 à 30% de la puissance totale apportée à l'ensemble des dits compresseurs mis en œuvre (C1, C2, C3), et
    (v) la turbine à gaz (GT) couplée au dit troisième compresseur (C3), ainsi que ledit deuxième moteur (M2) couplé au deuxième compresseur (C2) étant apte à fournir ensemble de 97 à 70% de la puissance totale apportée à l'ensemble des dits compresseurs mis en œuvre (C1, C2, C3).
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