EP4417915A1 - Procédé et appareil de liquéfaction d'un gaz riche en dioxyde de carbone - Google Patents

Procédé et appareil de liquéfaction d'un gaz riche en dioxyde de carbone Download PDF

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EP4417915A1
EP4417915A1 EP24155741.2A EP24155741A EP4417915A1 EP 4417915 A1 EP4417915 A1 EP 4417915A1 EP 24155741 A EP24155741 A EP 24155741A EP 4417915 A1 EP4417915 A1 EP 4417915A1
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EP
European Patent Office
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heat exchanger
flow
gas
natural gas
liquefied
Prior art date
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Pending
Application number
EP24155741.2A
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German (de)
English (en)
Inventor
Thomas Morel
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Air Liquide SA
LAir Liquide SA pour lEtude et lExploitation des Procedes Georges Claude
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Air Liquide SA
LAir Liquide SA pour lEtude et lExploitation des Procedes Georges Claude
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Publication date
Application filed by Air Liquide SA, LAir Liquide SA pour lEtude et lExploitation des Procedes Georges Claude filed Critical Air Liquide SA
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    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/90—External refrigeration, e.g. conventional closed-loop mechanical refrigeration unit using Freon or NH3, unspecified external refrigeration
    • F25J2270/904—External refrigeration, e.g. conventional closed-loop mechanical refrigeration unit using Freon or NH3, unspecified external refrigeration by liquid or gaseous cryogen in an open loop

Definitions

  • the present invention relates to a method and apparatus for liquefying a gas rich in carbon dioxide.
  • a carbon dioxide-rich gas contains at least 90 mol% carbon dioxide, preferably at least 95 mol% carbon dioxide, or even at least 99 mol% carbon dioxide.
  • LNG In liquefied natural gas (LNG) terminals, LNG is stored in cryogenic conditions at low pressure. In order to use it in gaseous form and transport it over long distances by pipeline, LNG must be pumped and vaporized. At most LNG terminals installed worldwide, this vaporization is achieved by using either seawater as a heating medium or flue gases produced by burning part of the natural gas. In both cases, the cold is simply lost to the environment, which is not efficient.
  • LNG liquefied natural gas
  • ORC cycle While the Rankine cycle can operate with water as the working fluid for applications such as geothermal heat recovery, the use of organic fluids that evaporate at low temperatures makes it possible to exploit low-temperature cold sources. This is known as the organic Rankine cycle or ORC cycle. ORC cycles are traditionally industrialized using LNG as the cold source and seawater as the hot source, but they have relatively low energy yields, of the order of 20 kWh per ton of LNG vaporized, i.e. 0.015 kWh/Nm 3 .
  • WO2021/019132 A1 describes a process in which a gas is liquefied at a temperature close to the temperature of the LNG providing part of the frigories for liquefaction. It is therefore not suitable for liquefying a gas rich in carbon dioxide which would be solid at such temperatures.
  • the second heat exchanger has two ends, the carbon dioxide-rich gas stream at a pressure of at least 20 barg being sent to one end of the second heat exchanger to at least partially liquefy by indirect heat exchange with the reheated stream and the at least partially liquefied stream exiting the other end of the second heat exchanger.
  • the first and second heat exchangers may constitute a single exchange line, such that the liquefied natural gas (or not) passes from the first to the second heat exchanger without leaving the exchange line.
  • the first and second exchangers may form part of the same stack of plates forming passages between them.
  • first and second exchangers can be separated from each other.
  • FIG.1 illustrates that in this process, the liquefied natural gas LNG is introduced into a brazed aluminum heat exchanger E1 at high pressure, typically between 40 and 120 bar g, in the supercritical state.
  • the liquefied natural gas is at a temperature of at most -100°C and can be replaced by natural gas or supercritical natural gas. Under these conditions, the densities decrease as the temperature increases and the natural gas NG leaves the exchanger E1 between -10 and - 50°C.
  • the cold NG is introduced into an exchanger E3 supplied with seawater which allows it to be heated between 0 and 15°C depending on the temperature of the seawater.
  • the fluid in liquid form is stored in tank V1, pumped by pump P1 and partially or completely vaporized in exchanger E1.
  • the HM cycle fluid is still cold (between -10°C and -50°C) and possibly not completely vaporized and must be heated to room temperature by exchanger E2 supplied with seawater before being expanded in a turbine T1.
  • exchanger E2 supplied with seawater before being expanded in a turbine T1.
  • a tank V2 protects the turbine from liquid overflows in the event of a malfunction.
  • the energy recovered by the turbine is converted into electricity by the generator. This allows a recovery of 35 kWh/t LNG but some of the cold is still lost in the sea water.
  • the present invention proposes to use the frigories from the vaporization of liquefied natural gas or from the heating of natural gas to provide cold for an organic Rankine cycle and then to liquefy a CO2-rich stream.
  • a flow of liquefied natural gas LNG is heated in a heat exchanger E1 and vaporized in a heat exchanger EC101 to produce natural gas NG at the hot end of the exchanger EC101.
  • the liquefied natural gas is at a temperature of at most 100°C and can be replaced by natural gas or supercritical natural gas.
  • a gas flow 1 containing at least 90 mol% carbon dioxide, preferably at least 95 mol% carbon dioxide, or even at least 99 mol% carbon dioxide is compressed in a first stage K101-1 of a centrifugal compressor forming a compressed gas 3 and is then cooled forming a cooled gas 5.
  • the flow 1 contains at least one other component lighter than carbon dioxide, for example nitrogen, oxygen, argon, carbon monoxide, hydrogen, methane.
  • the gas 5 is compressed to at least 20 bar g, for example 22 bar g in a second stage K101-2 of the compressor. After cooling the compressed gas 7 in the second stage is sent to the hot end of the heat exchanger EC101 where it cools by flowing through the entire exchanger and partially condensing.
  • phase separator V102 whose gas 11 feeds a washing column C in the tank.
  • the liquid 13 from the phase separator V102 is expanded in a valve and mixed with a tank liquid 35 from the column C.
  • the two flows 13 and 14 are expanded to a pressure of approximately 5500mbarg and sent to a phase separator V103.
  • the gas 23 formed in the separator V103 is enriched in at least one lighter component and is sent to mix with the compressed and cooled gas 5.
  • the remainder 25 of the liquid is pressurized by pump P2.
  • the liquid 25 pumped into P2 is divided into two, a portion 27 being returned to the separator V103 and the remainder 26 serving as washing liquid for column C.
  • the overhead gas 34 of column C contains carbon dioxide as well as at least one light impurity present in gas 1 such as oxygen, nitrogen, argon, carbon monoxide, etc. This gas 34 is sent to the atmosphere. Otherwise at least a portion 17 of the gas heats up in the heat exchanger EC101.
  • This scheme allows 1.7 tonnes of CO2 to be liquefied for 1 tonne of vaporized liquefied natural gas.
  • This scheme allows liquefying 2 tons of CO2 for 1 ton of vaporized liquefied natural gas. If the process is a little less efficient than the previous one in terms of energy consumption, this scheme on the other hand minimizes the approach of temperatures in the EC101 exchanger, which allows the use of a brazed aluminum plate and fin exchanger less expensive than the technology necessary for the [ FIG.1 ] which requires the use of a brazed stainless steel exchanger or a printed circuit heat exchanger or a diffusion bonded heat exchanger.
  • Stream 8 is not necessarily formed by overpressurizing a portion of stream 7 but may be an independent CO2-rich stream available at a higher pressure, such that the KB compressor is not required.

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Abstract

Un appareil de liquéfaction d'au moins un gaz riche en dioxyde de carbone comprend un premier échangeur de chaleur (E1), un deuxième échangeur de chaleur (EC101), un cycle de Rankine organique comprenant une turbine (T1) et une pompe (P1), des moyens pour envoyer un débit de gaz naturel liquéfié (LNG) au premier échangeur de chaleur où il se réchauffe formant un débit réchauffé, des moyens pour envoyer le débit réchauffé se réchauffer dans le deuxième échangeur de chaleur formant un débit de gaz naturel (NG), des moyens pour envoyer seulement le ou les flux de gaz riche en dioxyde de carbone (1) au deuxième échangeur de chaleur pour se liquéfier au moins partiellement par échange de chaleur indirect avec le débit réchauffé, le cycle de Rankine organique étant relié au premier échangeur de chaleur pour y fournir toute la chaleur.

Description

  • La présente invention est relative à un procédé et à un appareil de liquéfaction d'un gaz riche en dioxyde de carbone.
  • Un gaz riche en dioxyde de carbone contient au moins 90% mol de dioxyde de carbone, de préférence au moins 95% mol de dioxyde de carbone, voire au moins 99% mol de dioxyde de carbone.
  • Dans les terminaux de gaz naturel liquéfié (GNL), le GNL est stocké dans des conditions cryogéniques à basse pression. Afin de l'utiliser sous forme gazeuse et de le transporter sur de longues distances par gazoduc, le GNL doit être pompé et vaporisé. Sur la plupart des terminaux GNL installés dans le monde, cette vaporisation est assurée en utilisant d'une part de l'eau de mer comme moyen de chauffage ou des gaz de combustion produits par la combustion d'une partie du gaz naturel. Dans les deux cas, le froid est simplement perdu dans l'environnement, ce qui n'est pas efficace.
  • Aujourd'hui, l'utilisation des cycles organiques de Rankine est étudiée et des installations de démonstration commencent à être installées dans le monde entier. Ce procédé repose sur l'utilisation de composants purs ou mélangés comme moyen de chauffage.
  • Si le cycle de Rankine peut fonctionner avec de l'eau comme fluide de travail pour des applications telles que la récupération de chaleur d'origine géothermique, l'utilisation de fluides organiques s'évaporant à basse température permet d'exploiter des sources froides à faible température. On parle alors de cycle organique de Rankine ou cycle ORC (pour « Organic Rankine Cycle » en anglais). Les cycles ORC sont classiquement industrialisés en utilisant le GNL comme source froide et de l'eau de mer comme source chaude, mais ils présentent des rendements énergétiques relativement faibles, de l'ordre de 20 kWh par tonne de GNL vaporisée, c'est-à-dire 0,015 kWh/Nm3.
  • WO2021/019132 A1 décrit un procédé dans lequel un gaz est liquéfié à une température voisine de la température du LNG fournissant une partie des frigories pour la liquéfaction. Il n'est donc pas adapté à liquéfier un gaz riche en dioxyde de carbone qui serait solide à de telles températures.
  • Selon un objet de l'invention, il est prévu un procédé de liquéfaction d'au moins un gaz, le seul gaz liquéfié ou tous les gaz liquéfiés étant riche en dioxyde de carbone dans lequel :
    1. i) Un débit de gaz naturel liquéfié ou de gaz naturel, ou de gaz naturel supercritique, le débit étant à au plus -100°C, est envoyé à un premier échangeur de chaleur où il se réchauffe formant un débit réchauffé
    2. ii) Le débit réchauffé se réchauffe dans un deuxième échangeur de chaleur formant un débit de gaz naturel à une température supérieure à 0°C
    3. iii) Le flux de gaz riche en dioxyde de carbone à une pression d'au moins 20 barg est envoyé au deuxième échangeur de chaleur pour se liquéfier au moins partiellement par échange de chaleur indirect avec le débit réchauffé et un flux au moins partiellement liquéfié sort du deuxième échangeur de chaleur
    4. iv) Un cycle de Rankine organique fournit de la chaleur au premier échangeur de chaleur en y envoyant un gaz détendu dans une turbine du cycle, le gaz détendu se liquéfié dans le premier échangeur de chaleur formant un liquide, le liquide est pressurisé par une pompe, le liquide pressurisé se réchauffe dans le premier échangeur et ensuite dans le deuxième échangeur avant d'être envoyé à la turbine.
  • Selon d'autres aspects facultatifs:
    • le gaz naturel liquéfié se vaporise dans le premier échangeur de chaleur.
    • le liquide pressurisé se vaporise au moins partiellement dans le premier échangeur de chaleur.
    • le liquide pressurisé ou le liquide pressurisé au moins partiellement vaporise entre dans le deuxième échangeur à entre -10°C et -50°C.
    • un deuxième débit riche en CO2 à une pression d'au moins 40 bars g, se liquéfie dans le deuxième échangeur de chaleur formant un deuxième flux liquéfié.
    • le flux partiellement liquéfié sortant du deuxième échangeur est séparé par condensation partielle et/ou par distillation pour former un produit liquide riche en CO2 et un gaz contenant du CO2 qui est renvoyé au flux de gaz riche en dioxyde de carbone à une pression moins de 20 bars g, étant comprimé avec le flux de gaz riche en dioxyde de carbone dans un compresseur.
    • le flux partiellement liquéfié sortant du deuxième échangeur est séparé par condensation partielle et/ou par distillation pour former un produit liquide riche en CO2 et un gaz contenant du CO2, au moins une partie du gaz se réchauffant dans le deuxième échangeur de chaleur.
    • on génère de l'électricité au moyen d'un générateur relié à la turbine.
    • un liquide formé par condensation partielle et/ou distillation est détendu jusqu'à une première pression, éventuellement inférieure à la pression d'un stockage, envoyé à un séparateur de phases opérant à cette première pression et le liquide du séparateur est pressurisé jusqu'à une pression supérieure à la première pression.
    • le premier échangeur a deux extrémités, le débit de gaz naturel liquéfié ou de gaz naturel, ou de gaz naturel supercritique étant envoyé à une extrémité du premier échangeur de chaleur le gaz détendu dans la turbine (T1) étant envoyé à l'autre extrémité du premier échangeur de chaleur.
    • toute la chaleur pour réchauffer le débit de gaz naturel liquéfié (LNG) ou de gaz naturel, ou de gaz naturel supercritique dans le premier échangeur de chaleur (E1) provient du cycle de Rankine.
  • Le deuxième échangeur de chaleur a deux extrémités, le flux de gaz riche en dioxyde de carbone à une pression d'au moins 20 barg étant envoyé à une extrémité du deuxième échangeur de chaleur pour se liquéfier au moins partiellement par échange de chaleur indirect avec le débit réchauffé et le flux au moins partiellement liquéfié sortant de l'autre extrémité du deuxième échangeur de chaleur.
  • Selon un autre objet de l'invention, il est prévu un appareil de liquéfaction d'un gaz riche en dioxyde de carbone comprenant un premier échangeur de chaleur, un deuxième échangeur de chaleur, un cycle de Rankine organique comprenant une turbine et une pompe, des moyens pour envoyer un débit de gaz naturel liquéfié ou de gaz naturel ou de gaz naturel supercritique, le débit étant à au plus -100°C, au premier échangeur de chaleur où il se réchauffe formant un débit réchauffé, des moyens pour envoyer le débit réchauffé se réchauffer dans le deuxième échangeur de chaleur formant un débit de gaz naturel à une température supérieure à 0°C, des moyens pour envoyer un flux de gaz riche en dioxyde de carbone à une pression d'au moins 20 barg au deuxième échangeur de chaleur pour se liquéfier au moins partiellement par échange de chaleur indirect avec le débit réchauffé, des moyens pour sortir un flux au moins partiellement liquéfié du deuxième échangeur de chaleur, le cycle de Rankine organique étant relié au premier échangeur de chaleur pour y fournir de la chaleur en y envoyant un gaz détendu dans la turbine du cycle, des moyens pour envoyer le gaz détendu liquéfié dans le premier échangeur de chaleur formant un liquide à la pompe, des moyens pour envoyer le liquide pressurisé de la pompe au premier échangeur de chaleur pour s'y réchauffer et s'y vaporiser, des moyens pour envoyer le liquide vaporisé dans le premier échangeur de chaleur au deuxième échangeur de chaleur et des moyens pour envoyer le liquide vaporisé réchauffé dans le deuxième échangeur de chaleur à la turbine. Selon d'autres aspects de l'invention :
    • l'appareil comprend des moyens pour liquéfier un deuxième flux riche en dioxyde de carbone à une pression supérieure à 20 barg, voire au moins égale à 40 barg au moins partiellement dans le deuxième échangeur de chaleur.
  • Le premier et le deuxième échangeurs de chaleur peuvent constituer une seule ligne d'échange, de sorte que le gaz naturel liquéfié (ou pas) passe du premier au deuxième échangeur de chaleur sans sortir de la ligne d'échange. Dans ce cas, le premier et le deuxième échangeurs peuvent former partie d'un même empilement de plaques formant des passages entre eux.
  • Sinon le premier et le deuxième échangeurs peuvent séparés l'un de l'autre.
  • [FIG.1] illustre que dans ce procédé, le gaz naturel liquéfié LNG est introduit dans un échangeur de chaleur en aluminium brasé E1 à haute pression, typiquement entre 40 et 120 bar g, à l'état supercritique. Le gaz naturel liquéfié est à une température d'au plus -100°C et peut être remplacé par du gaz naturel ou du gaz naturel supercritique. Dans ces conditions, les densités diminuent lorsque la température augmente et le gaz naturel GN sort de l'échangeur E1 entre -10 et - 50°C. Afin d'atteindre la température ambiante, le GN froid est introduit dans un échangeur E3 alimenté par de l'eau de mer qui permet de le réchauffer entre 0 et 15°C selon la température de l'eau de mer.
  • Du côté du fluide caloporteur, le fluide sous forme liquide est stocké dans la cuve V1, pompé par la pompe P1 et vaporisé partiellement ou totalement dans l'échangeur E1. A la sortie de l'échangeur E1, le fluide de cycle HM est encore froid (entre -10°C et -50°C) et éventuellement pas totalement vaporisé et doit être réchauffé à température ambiante par l'échangeur E2 alimenté en eau de mer avant d'être détendu dans une turbine T1. Plus la température est élevée à l'entrée de la turbine, meilleure est la récupération d'énergie. Un réservoir V2 protège la turbine des débordements de liquide en cas de dysfonctionnement. L'énergie récupérée par la turbine est convertie en électricité par le générateur. Cela permet une récupération de 35 kWh/t LNG mais une partie du froid est encore perdue dans l'eau de mer.
  • Comme les effets du réchauffement de la planète sont chaque jour plus perceptibles, on étudie la capture et la liquéfaction de CO2 dans les régions industrialisées, ce CO2 étant ensuite transporté par bateau vers des stockages souterrains très éloignés.
  • Chaque site industriel produit des gaz contenant du CO2 avec des compositions différentes. C'est pour cette raison que des procédés de purification de CO2 sont souvent éloignés des procédés de liquéfaction qui collectent le CO2 de plusieurs sources.
  • Il est connu de CN105545390 d'utiliser les frigories d'un débit de gaz naturel liquéfié pour liquéfier du CO2 et pour produire de l'électricité avec deux cycles organiques de Rankine. Or la présente invention utilise un seul cycle organique de Rankine, le fluide de cycle se réchauffant contre le gaz riche en CO2 qui se liquéfie au moins partiellement. L'avantage réside dans une plus grande facilité d'opération.
  • La présente invention propose d'utiliser les frigories de la vaporisation de gaz naturel liquéfié ou de réchauffement de gaz naturel pour fournir du froid pour un cycle organique de Rankine et ensuite pour liquéfier un débit riche en CO2.
  • L'invention sera décrite de manière plus détaillée en se référant aux figures où:
    • [FIG.2] représente un procédé selon l'invention.
    • [FIG.3] représente un procédé selon l'invention.
  • Dans la [FIG.2], un débit de gaz naturel liquéfié LNG se réchauffe dans un échangeur de chaleur E1 et se vaporise dans un échangeur de chaleur EC101 pour produire du gaz naturel NG au bout chaud de l'échangeur EC101. Le gaz naturel liquéfié est à une température d'au plus 100°C et peut être remplacé par du gaz naturel ou du gaz naturel supercritique.
  • Un débit gazeux 1 contenant au moins 90% mol de dioxyde de carbone, de préférence au moins 95% mol de dioxyde de carbone, voire au moins 99% mol de dioxyde de carbone est comprimé dans un premier étage K101-1 d'un compresseur centrifuge formant un gaz comprimé 3 et est ensuite refroidi formant un gaz refroidi 5. Le débit 1 contient au moins un autre composant plus léger que le dioxyde de carbone, par exemple l'azote, l'oxygène, l'argon, le monoxyde de carbone, l'hydrogène, le méthane. Le gaz 5 est comprimé jusqu'à au moins 20 bar g, par exemple 22 bars g dans un deuxième étage K101-2 du compresseur. Après refroidissement le gaz 7 comprimé dans le deuxième étage est envoyé au bout chaud de l'échangeur de chaleur EC101 où il se refroidit en parcourant tout l'échangeur et en se condensant partiellement. Le débit partiellement condensé est séparé dans un séparateur de phases V102 dont le gaz 11 alimente une colonne de lavage C en cuve. Le liquide 13 du séparateur de phases V102 est détendu dans une vanne et mélangé avec un liquide de cuve 35 de la colonne C. Les deux débits 13 et 14 sont détendus jusqu'à une pression d'environ 5500mbarg et envoyés à un séparateur de phases V103.
  • Le gaz 23 formé dans le séparateur V103 est enrichi en l'au moins un composant plus léger et est envoyé se mélanger avec le gaz comprimé et refroidi 5.
  • Le liquide du séparateur V103 est divisé en deux, une partie 29 étant pressurisée par une pompe P3. Le liquide pompé dans P3 est divisé en deux, une partie 31 étant renvoyée au séparateur V103 et le reste 33 servant de produit liquide à 7 barg. Le stockage (non-illustré) auquel le liquide 33 est destiné est à basse pression et souvent pas tout à côté de l'unité de liquéfaction de la Fig.2, On détend de 22 à 5.5 barg au niveau de l'unité de liquéfaction et on recycle le gaz formé dans le gaz d'entrée 1. En détendant le liquide 13, 14 à une pression basse, ceci permet d'y injecter un liquide sous-refroidi qui va compenser les entrées thermiques.
  • Ainsi le liquide 33 est pressurisé par la pompe P3 en aval du séparateur V103 pour arriver à la pression de stockage en passant par une canalisation, ce qui implique d'en vaincre les pertes de charge.
  • Le reste 25 du liquide est pressurisé par la pompe P2. Le liquide 25 pompé dans P2 est divisé en deux, une partie 27 étant renvoyée au séparateur V103 et le reste 26 servant de liquide de lavage de la colonne C.
  • Le gaz de tête 34 de la colonne C contient du dioxyde de carbone ainsi que au moins une impureté légère présente dans le gaz 1 telles que l'oxygène, l'azote, l'argon, le monoxyde de carbone... Ce gaz 34 est envoyé à l'atmosphère. Sinon au moins une partie 17 du gaz se réchauffe dans l'échangeur de chaleur EC101.
  • Un cycle de production de froid relie les deux échangeurs de chaleur EC101, E1. Un gaz 4 est détendu dans une turbine T1 formant le débit détendu 43 qui se refroidit dans l'échangeur E1 contre le débit LNG. Le gaz détendu se condense partiellement dans l'échangeur E1 et arrive dans un séparateur de phases V1. Le liquide formé 45 est pressurisé par une pompe P1 et renvoyé en partie 47 au séparateur V1. Le reste du liquide pressurisé se vaporise dans l'échangeur E1 formant le débit 49 qui se réchauffe dans l'échangeur EC101 pour être envoyé à un séparateur V2 et ensuite comme débit 4 à la turbine T1, formant un cycle fermé.
  • On génère de l'électricité au moyen d'un générateur relié à la turbine T1.
  • Ce schéma permet de liquéfier 1,7 tonne de CO2 pour 1 tonne de gaz naturel liquéfié vaporisé.
  • Dans une variante plus simple, le ou les débits partiellement liquéfiés sont séparés par condensation partielle ou par distillation. La présence de la colonne C n'est pas essentielle.
  • [FIG.3] diffère de la figure précédente en ce qu'elle comprend un compresseur supplémentaire KB. Une partie 8 du débit riche en CO2 7 à 22 bars est surpressée dans le compresseur KB jusqu'à au moins 40 bars g, par exemple 45 bars g, se liquéfié dans l'échangeur EC101 et est détendue jusqu'à une pression d'environ 5500mbarg pour être envoyé au séparateur V103.
  • Ce schéma permet de liquéfier 2 tonnes de CO2 pour 1 tonne de gaz naturel liquéfié vaporisé. Si le procédé est un peu moins efficace que le précédent en termes de consommation d'énergie, ce schéma par contre minimise l'approche de températures dans l'échangeur EC101, ce qui permet l'usage d'un échangeur brasé en aluminium à plaques et à ailettes moins cher que la technologie nécessaire pour la [FIG.1] qui nécessite l'usage d'un échangeur en acier inoxydable brasé ou un échangeur de chaleur à circuit imprimé ou un échangeur de chaleur lié par diffusion. Le flux 8 n'est pas nécessairement formé en surpressant une partie du débit 7 mais peut être un flux indépendant riche CO2 disponible à une pression plus élevée, de telle sorte que le compresseur KB n'est pas nécessaire.

Claims (13)

  1. Procédé de liquéfaction d'au moins un gaz, le seul gaz liquéfié ou tous les gaz liquéfiés étant riche en dioxyde de carbone, dans lequel :
    i) Un débit de gaz naturel liquéfié (LNG) ou de gaz naturel, ou de gaz naturel supercritique, le débit étant à au plus -100°C, est envoyé à un premier échangeur de chaleur (E1) où il se réchauffe formant un débit réchauffé
    ii) Le débit réchauffé se réchauffe dans un deuxième échangeur de chaleur (EC101) formant un débit de gaz naturel (NG) à une température supérieure à 0°C
    iii) L'au moins un flux de gaz riche en dioxyde de carbone (1) à une pression d'au moins 20 barg est envoyé au deuxième échangeur de chaleur pour se liquéfier au moins partiellement par échange de chaleur indirect avec le débit réchauffé et un flux au moins partiellement liquéfié sort du deuxième échangeur de chaleur, aucune partie du flux de gaz riche en dioxyde de carbone n'étant envoyée au premier échangeur de chaleur
    iv) Un cycle de Rankine organique (4,43,45, 47, T1, P1) fournit de la chaleur au premier échangeur de chaleur en y envoyant un gaz détendu (43) dans une turbine du cycle (T1), le gaz détendu se liquéfié dans le premier échangeur de chaleur formant un liquide (45), le liquide est pressurisé par une pompe (P1), le liquide pressurisé se réchauffe dans le premier échangeur et ensuite dans le deuxième échangeur avant d'être envoyé à la turbine.
  2. Procédé selon la revendication 1 dans lequel le gaz naturel liquéfié (LNG) se vaporise dans le premier échangeur de chaleur (E1).
  3. Procédé selon la revendication 1 ou 2 dans lequel le liquide pressurisé se vaporise au moins partiellement dans le premier échangeur de chaleur (E1).
  4. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel le liquide pressurisé ou le liquide pressurisé au moins partiellement vaporisé (49) entre dans le deuxième échangeur (EC101) à entre -10°C et -50°C.
  5. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel un deuxième débit riche en CO2 (8) à une pression d'au moins 40 bars g, se liquéfie dans le deuxième échangeur de chaleur (EC101) formant un deuxième flux liquéfié aucune partie du deuxième débit riche en CO2 n'étant envoyée au premier échangeur de chaleur
  6. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel le flux partiellement liquéfié (13) sortant du deuxième échangeur est séparé par condensation partielle et/ou par distillation (C)pour former un produit liquide riche en CO2 (33) et un gaz contenant du CO2 (23) qui est renvoyé au flux de gaz riche en dioxyde de carbone à une pression moins de 20 bars g, étant comprimé avec le flux de gaz riche en dioxyde de carbone dans un compresseur (K101-2).
  7. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel le flux partiellement liquéfié sortant du deuxième échangeur (EC101) est séparé par condensation partielle et/ou par distillation (C) pour former un produit liquide riche en CO2 (14) et un gaz contenant du CO2 (34), au moins une partie (17) du gaz se réchauffant dans le deuxième échangeur de chaleur.
  8. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel on génère de l'électricité au moyen d'un générateur relié à la turbine (T1).
  9. Procédé selon une des revendications précédentes dans lequel le premier échangeur a deux extrémités, le débit de gaz naturel liquéfié (LNG) ou de gaz naturel, ou de gaz naturel supercritique étant envoyé à une extrémité du premier échangeur de chaleur (E1) le gaz détendu dans la turbine (T1) étant envoyé à l'autre extrémité du premier échangeur de chaleur.
  10. Procédé selon une des revendications précédentes dans lequel toute la chaleur pour réchauffer le débit de gaz naturel liquéfié (LNG) ou de gaz naturel, ou de gaz naturel supercritique dans le premier échangeur de chaleur (E1) provient du cycle de Rankine.
  11. Appareil de liquéfaction d'au moins un gaz riche en dioxyde de carbone, le seul gaz liquéfié ou tous les gaz liquéfiés étant riche en dioxyde de carbone, comprenant un premier échangeur de chaleur (E1), un deuxième échangeur de chaleur (EC101), un cycle de Rankine organique comprenant une turbine (T1) et une pompe (P1), des moyens pour envoyer un débit de gaz naturel liquéfié (LNG) ou de gaz naturel ou de gaz naturel supercritique, le débit étant à au plus -100°C, au premier échangeur de chaleur où il se réchauffe formant un débit réchauffé, des moyens pour envoyer le débit réchauffé se réchauffer dans le deuxième échangeur de chaleur formant un débit de gaz naturel (NG) à une température supérieure à 0°C, des moyens pour envoyer un flux de gaz riche en dioxyde de carbone (1) à une pression d'au moins 20 barg au deuxième échangeur de chaleur pour se liquéfier au moins partiellement par échange de chaleur indirect avec le débit réchauffé, des moyens pour sortir un flux au moins partiellement liquéfié du deuxième échangeur de chaleur, ces moyens n'étant pas reliés au premier échangeur de chaleur, le cycle de Rankine organique étant relié au premier échangeur de chaleur pour y fournir toute la chaleur en y envoyant un gaz (43) détendu dans la turbine du cycle, des moyens pour envoyer le gaz détendu liquéfié (45) dans le premier échangeur de chaleur formant un liquide à la pompe, des moyens pour envoyer le liquide pressurisé de la pompe au premier échangeur de chaleur pour s'y réchauffer et s'y vaporiser, des moyens pour envoyer le liquide vaporisé dans le premier échangeur de chaleur au deuxième échangeur de chaleur et des moyens pour envoyer le liquide vaporisé (4, 49) réchauffé dans le deuxième échangeur de chaleur à la turbine.
  12. Appareil selon la revendication 9 comprenant des moyens pour liquéfier un deuxième flux (8) riche en dioxyde de carbone à une pression supérieure à 20 barg, voire au moins égale à 40 barg au moins partiellement dans le deuxième échangeur de chaleur (EC101) et pour le sortir du deuxième échangeur de chaleur, ces moyens n'étant pas reliés au premier échangeur de chaleur (E1).
  13. Appareil selon la revendication 9 ou 10 dans lequel le premier et le deuxième échangeur de chaleur (E1, EC101) constituent une seule ligne d'échange.
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