FR3117538A1 - Procédé et installation de production d’énergie électrique à partir d’un courant d’hydrocarbures avec contrôle de la pression haute du fluide de travail - Google Patents

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Abstract

L’invention concerne un procédé de production d’énergie électrique à partir d’un courant d’hydrocarbures tel un courant de gaz naturel liquéfié, ledit procédé comprenant : a) introduction du courant d’hydrocarbures (10) dans un premier échangeur de chaleur (E1), b) introduction d’un fluide de travail (13) dans le premier échangeur (E1) et condensation d’au moins une partie dudit fluide de travail (13) par échange de chaleur avec le courant d’hydrocarbures (10) de façon à obtenir un courant d’hydrocarbures réchauffé (11) à une première sortie (2) du premier échangeur et un fluide de travail au moins partiellement condensé (14, 15) à une deuxième sortie (3), c) élévation de la pression du fluide de travail au moins partiellement condensé (14) dans un organe élévateur de pression (P1), d) introduction du fluide de travail pressurisé (15, 16) dans un deuxième échangeur de chaleur (E2) et vaporisation d’au moins une partie dudit fluide de travail pressurisé (15, 16) par échange de chaleur avec un premier courant chaud (C1) introduit dans le deuxième échangeur (E2), e) détente d’au moins une partie (18) du fluide de travail vaporisé (17) dans un organe de détente (T1) coopérant avec un générateur électrique (G), f) réintroduction du fluide de travail (13) détendu à l’étape e) dans le premier échangeur (E1). Selon l’invention, ledit procédé comprend en outre : g) introduction du fluide de travail au moins partiellement vaporisé (17) issu de l’étape d) dans un dispositif séparateur (B1) et séparation d’une part en une phase liquide (19) collectée dans le dispositif séparateur (B1) et d’autre part en une phase gazeuse (18) alimentant l’organe de détente (T1) à une pression d’alimentation, h) régulation de la pression d’alimentation au moyen d’un dispositif régulateur de pression (PC, 5, V1) suivant une consigne de pression (SP), i) mesure du niveau de phase liquide (19) dans le dispositif séparateur (B1) au moyen d’un contrôleur de niveau (LC) relié au régulateur de pression (PC, 5, V1), j) ajustement de la consigne de pression (SP) du dispositif régulateur de pression (PC, 5, V1) en fonction du niveau de liquide mesuré à l’étape i) de façon à réduire la pression d’alimentation de la phase gazeuse (18) lorsque le niveau de phase liquide (19) mesuré à l’étape i) est supérieur à un niveau prédéterminé. Figure pour l’abrégé : 1

Description

Procédé et installation de production d’énergie électrique à partir d’un courant d’hydrocarbures avec contrôle de la pression haute du fluide de travail
La présente invention concerne un procédé et une installation de production d’énergie électrique dans lequel un courant d’hydrocarbures tel que le gaz naturel liquéfié est utilisé comme source de froid d’au moins un cycle de Rankine. Le procédé selon l’invention peut assurer la regazéification du courant d’hydrocarbures avec valorisation de son contenu frigorifique.
Il est d’usage que le gaz naturel issu de champs éloignés des lieux de consommation soit liquéfié avant d’être stocké à bord de navires spécialement adaptés, les méthaniers, pour être transporté sur de longues distances. En effet, le gaz naturel occupe, à l’état liquide, un volume plus petit pour une masse donnée et n’a pas besoin d’être stocké à une pression élevée.
Avant d’alimenter les réseaux de distribution, le gaz naturel liquéfié (GNL) doit être regazéifié, ou dit autrement revaporisé, à une pression de l’ordre de 10 à 110 bar selon les réseaux. Cette revaporisation s’effectue dans des terminaux méthaniers, généralement à température ambiante en échangeant de la chaleur avec de l’eau de mer, éventuellement de l’eau douce ou de mer chauffée au gaz naturel. Le contenu frigorifique du gaz naturel liquéfié n’est alors aucunement valorisé.
Il existe différentes méthodes pour générer de l’électricité à partir des frigories du gaz naturel liquéfié et ainsi valoriser son contenu énergétique.
Une méthode connue repose sur une expansion directe du gaz naturel. Le gaz naturel liquéfié est pompé à une pression supérieure à celle du réseau de distribution, vaporisé par échange de chaleur avec une source chaude telle que l’eau de mer, puis détendu jusqu’à la pression du réseau dans une turbine de détente associée à un générateur électrique.
D’autres méthodes reposent sur des cycles thermodynamiques utilisant un fluide intermédiaire, ou fluide de travail. Parmi ces méthodes, on connaît le cycle de Rankine, dans lequel un fluide de travail est vaporisé sous pression contre une source chaude telle que de l’eau de mer dans un premier échangeur de chaleur, puis détendu dans une turbine couplée à un générateur électrique. Le fluide de travail détendu est ensuite condensé dans un deuxième échangeur contre du GNL qui est utilisé comme source froide du cycle. Il en résulte un fluide de travail liquide à basse pression qui est pompé et reconduit à haute pression dans le premier échangeur, fermant ainsi le cycle.
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).
Dans ce contexte, il s’avère que les procédés selon l’art antérieur ne donnent pas entière satisfaction, notamment dans le cas d’un apport variable de calories par le courant chaud assurant la vaporisation du fluide de travail dans le cycle de Rankine. En effet, cet apport calorifique n’est pas constant et varie en fonction des conditions environnementales, en particulier lorsque le courant chaud est formé d’eau de mer dont la température connaît des variations saisonnières plus ou moins importantes selon la localisation géographique de l’installation. Les procédés connus sont optimisés pour une température de référence de la source chaude et présentent donc des performances dégradées lorsque la température réelle de la source chaude s’éloigne de la valeur prédéterminée.
Pour améliorer les performances en cas de variation de température, une solution pourrait être d’ajuster la composition du fluide de travail. Toutefois, cette solution n’est pas idéale car elle nécessite des interventions supplémentaires sur l’installation ainsi qu’une purge du circuit de fluide de travail, ce qui complexifie la mise en œuvre du procédé.
La présente invention a pour but de résoudre tout ou partie des problèmes mentionnés ci-avant, notamment en proposant un procédé de génération d’électricité à partir d’un courant d’hydrocarbures offrant une flexibilité accrue et des performances les meilleures possibles, même en cas de fluctuations de l’apport calorifique de la source chaude.
La solution selon l’invention est alors un procédé de production d’énergie électrique à partir d’un courant d’hydrocarbures tel un courant de gaz naturel liquéfié, ledit procédé comprenant les étapes suivantes :
  1. introduction du courant d’hydrocarbures dans un premier échangeur de chaleur,
  2. introduction d’un fluide de travail dans le premier échangeur de chaleur par une première entrée et condensation d’au moins une partie dudit fluide de travail par échange de chaleur avec le courant d’hydrocarbures de façon à obtenir un courant d’hydrocarbures réchauffé à une première sortie du premier échangeur de chaleur et à obtenir un fluide de travail au moins partiellement condensé à une deuxième sortie du premier échangeur de chaleur,
  3. élévation de la pression du fluide de travail au moins partiellement condensé dans un organe élévateur de pression (P1) de façon à obtenir un fluide de travail pressurisé,
  4. introduction du fluide de travail pressurisé dans un deuxième échangeur de chaleur et vaporisation d’au moins une partie dudit fluide de travail pressurisé par échange de chaleur avec un premier courant chaud introduit dans le deuxième échangeur de chaleur, de façon à obtenir un fluide de travail au moins partiellement vaporisé en sortie du deuxième échangeur de chaleur,
  5. détente d’au moins une partie du fluide de travail vaporisé dans un organe de détente coopérant avec un générateur électrique de façon à produire de l’énergie électrique,
  6. réintroduction du fluide de travail détendu à l’étape e) dans le premier échangeur de chaleur, caractérisé en ce que ledit procédé comprend en outre les étapes suivantes :
  7. introduction du fluide de travail au moins partiellement vaporisé issu de l’étape d) dans un dispositif séparateur et séparation d’une part en une phase liquide collectée dans le dispositif séparateur et d’autre part en une phase gazeuse alimentant l’organe de détente à une pression d’alimentation,
  8. régulation de la pression d’alimentation de la phase gazeuse au moyen d’un dispositif régulateur de pression suivant une consigne de pression,
  9. mesure du niveau de phase liquide dans le dispositif séparateur au moyen d’un contrôleur de niveau relié au régulateur de pression,
  10. ajustement de la consigne de pression du dispositif régulateur de pression en fonction du niveau de liquide mesuré à l’étape i) de façon à réduire la pression d’alimentation de la phase gazeuse lorsque le niveau de phase liquide mesuré à l’étape i) est supérieur à un niveau prédéterminé.
Selon le cas, l’invention peut comprendre l’une ou plusieurs des caractéristiques suivantes :
L’organe de détente est une turbine de détente comprenant un rotor ayant un arbre et une pluralité d’aubes de guidage fixées sur l’arbre et configurées pour dévier l’écoulement de la phase gazeuse alimentant la turbine.
Le dispositif régulateur de pression comprend un contrôleur de pression mesurant la pression d'alimentation de la turbine et au moins un organe de réglage du rotor déterminant ladite pression d'alimentation, le contrôleur de pression commandant l’organe de réglage de façon à faire tendre la pression d'alimentation de la turbine vers la consigne de pression.
L’organe de réglage du rotor est un organe de réglage d’au moins un paramètre de positionnement d’au moins une aube de guidage par rapport à l’axe de rotation de l’arbre du rotor, en particulier au moins un angle d’inclinaison de ladite aube de guidage par rapport à l’axe de rotation de l’arbre du rotor.
Le dispositif régulateur de pression comprend un contrôleur de pression mesurant la pression d'alimentation de l’organe de détente et au moins une vanne de régulation agencée en amont de l’organe de détente, le contrôleur de pression commandant la vanne de régulation de façon à faire tendre la pression d'alimentation de l’organe de détente vers la consigne de pression.
Le dispositif séparateur est un ballon horizontal munie d’une botte dont une dimension mesurée parallèlement à la direction horizontale est relativement faible par rapport à au moins une autre dimension du ballon, la phase liquide étant collectée dans la botte et le contrôleur de niveau étant monté sur ladite botte.
Le procédé met en œuvre au moins une boucle d’asservissement de la consigne de pression sur le niveau de phase liquide, ladite boucle tendant à maintenir le niveau de phase liquide égal ou sensiblement égal au niveau prédéterminé.
Le procédé comprend, préalablement à l’étape d), une étape de réintroduction du fluide de travail pressurisé dans le premier échangeur de chaleur avec réchauffage, et éventuellement vaporisation d’au moins une partie, dudit fluide de travail pressurisé réintroduit par échange de chaleur avec le courant d’hydrocarbures et/ou le fluide de travail introduit à l’étape b) de façon à obtenir un fluide de travail pressurisé réchauffé à une troisième sortie du premier échangeur de chaleur.
Préalablement à l’étape j), la pression d’alimentation de la phase gazeuse présente une valeur initiale et, à l’étape j), ladite pression d’alimentation est réduite de 0,1% à 10%, de préférence de 0,5% à 5% par rapport à ladite valeur initiale.
Le procédé comprend au moins une étape k) de mesure de la température du premier courant chaud ou de mesure de la température de la phase gazeuse et une étape d’ajustement de la consigne de pression du dispositif régulateur de pression en fonction de la température mesurée de façon à augmenter la pression d’alimentation de la phase gazeuse lorsque la température mesurée est supérieure à une température de référence.
L’étape k) est soit réitérée à une période comprise entre 1 et 15 jours, de préférence entre 5 et 10 jours, soit effectuée lorsque la température du premier courant chaud ou de la température de la phase gazeuse subit une augmentation d’une valeur supérieure à une valeur donnée, de préférence une augmentation d’au moins 0,1 °C, de préférence comprise entre 0,1 et 10°C, de préférence encore comprise entre 0,5 et 2 °C d’au moins.
Le premier courant chaud et/ou le deuxième courant chaud sont formés d’eau de mer, de préférence de l’eau de mer introduite dans à une température strictement supérieure à 0 °C, de préférence comprise entre 5 et 30 °C.
Le courant d’hydrocarbures réchauffé sortant du premier échangeur de chaleur est introduit dans le deuxième échangeur de chaleur pour y être réchauffé contre le premier courant chaud ou est introduit dans un troisième échangeur de chaleur pour y être réchauffé contre un deuxième courant chaud, de façon à obtenir en sortie du deuxième échangeur de chaleur ou du troisième échangeur de chaleur un courant d’hydrocarbures totalement vaporisé à une température supérieure ou égale à 2 °C, de préférence comprise entre 5 et 50 °C.
Selon un autre aspect, l’invention concerne une installation de production d’énergie électrique à partir d’un courant d’hydrocarbures tel le gaz naturel comprenant :
  • un premier échangeur de chaleur configuré pour mettre en relation d’échange de chaleur le courant d’hydrocarbures et un fluide de travail de sorte à obtenir, en fonctionnement, un fluide de travail au moins partiellement condensé et un courant d’hydrocarbures réchauffé en sortie du premier échangeur de chaleur,
  • un organe élévateur de pression agencé en aval du premier échangeur de chaleur et configuré pour élever la pression du fluide de travail au moins partiellement condensé de façon à obtenir un fluide de travail pressurisé,
  • un deuxième échangeur de chaleur configuré pour mettre en relation d’échange de chaleur le fluide de travail pressurisé et un premier courant chaud de sorte à obtenir, en fonctionnement, un fluide de travail au moins partiellement vaporisé en sortie du deuxième échangeur de chaleur,
  • un organe de détente agencé en aval du deuxième échangeur de chaleur,
  • un générateur électrique couplé à l’organe de détente,
caractérisée en ce que ladite installation comprend en outre :
  • un dispositif séparateur agencé en aval du deuxième échangeur de chaleur et configuré pour séparer le fluide de travail au moins partiellement vaporisé sortant du deuxième échangeur de chaleur en une phase gazeuse et une phase liquide,
  • une conduite d’alimentation reliant fluidiquement le dispositif séparateur à l’organe de détente et configurée pour alimenter l’organe de détente en la phase vapeur,
  • un dispositif régulateur de pression configuré pour réguler la pression de la phase gazeuse alimentant l’organe de détente suivant une consigne de pression,
  • un contrôleur de niveau relié au dispositif régulateur de pression et configuré pour mesurer le niveau de phase liquide dans le dispositif séparateur,
  • une unité de contrôle-commande reliée ou intégrée au contrôleur de niveau et/ou au dispositif régulateur de pression, l’unité de contrôle-commande étant configurée pour ajuster la consigne de pression du dispositif régulateur de pression en fonction du niveau de liquide mesuré par le contrôleur de niveau.
En particulier, l’installation peut comprendre en outre au moins un capteur de température configuré pour mesurer la température du premier courant chaud ou pour mesurer la température de la phase vapeur, l’unité de contrôle-commande étant reliée au capteur de température et configurée pour ajuster la consigne de pression (SP) du dispositif régulateur de pression en fonction de la température mesurée par le capteur de température.
La présente invention va maintenant être mieux comprise grâce à la description suivante, donnée à titre d'exemple non limitatif et faite en référence aux figures annexés et décrites ci-après.
schématise un procédé de génération d’énergie électrique selon un mode de réalisation de l’invention.
schématise un procédé de génération d’énergie électrique selon un autre mode de réalisation de l’invention.
schématise un dispositif séparateur pouvant être utilisé dans un procédé selon un mode de réalisation de l’invention.
Les Figures 1 et 2 schématisent un procédé de production d’électricité par récupération de froid à partir d’un courant d’hydrocarbures F utilisé comme courant froid, i. e. source froide, d’un cycle de Rankine. En particulier, le courant froid F peut être du gaz naturel liquéfié. Le cycle de Rankine est mis en œuvre dans au moins un dispositif d’échange de chaleur, qui peut être tout dispositif comprenant des passages adaptés à l’écoulement de plusieurs fluides et permettant des échanges de chaleur direct ou indirect entre lesdits fluides. Dans le cas illustré, le ou les dispositifs d’échange sont trois échangeurs de chaleur E1, E2, E3.
De préférence, les différents fluides du procédé circulent dans un ou plusieurs échangeurs de chaleur du type à plaques brasé, de préférence à plaques et ailettes brasé, et avantageusement formés d’aluminium. Ces échangeurs permettent de travailler sous des écarts de températures faibles et avec des pertes de charges réduites, ce qui améliore les performances énergétiques du procédé. Les échangeurs à plaques offrent aussi l’avantage d’obtenir des dispositifs très compacts offrant une grande surface d’échange dans un volume limité.
Ces échangeurs comprennent un empilement de plaques qui s’étendent suivant deux dimensions, longueur et largeur, constituant ainsi un empilement de plusieurs séries de passages, les uns étant destinés à la circulation d’un fluide calorigène, en l’occurrence le fluide de travail du cycle, d’autres étant destinés à la circulation d’un fluide frigorigène, en l’occurrence le courant d’hydrocarbures tel le gaz naturel liquéfié à vaporiser. Les fluides du procédé qui sont mis en relation d’échange de chaleur indirect via les plaques.
Des structures d’échange thermique, telles des ondes d’échange thermique ou ailettes, sont avantageusement disposées dans les passages de l’échangeur. Ces structures comprennent des ailettes qui s’étendent entre les plaques de l’échangeur et permettent d’augmenter la surface d’échange thermique de l’échangeur ainsi que d’assurer la tenue mécanique des passages de fluides.
Notons que d’autres types d’échangeurs peuvent toutefois être utilisés, tels des échangeurs à plaques, des échangeurs à tube et à calandre (« shell and tube » en anglais), ou des assemblages de type « core in kettle », c’est-à-dire des échangeurs à plaques ou à plaques et ailettes noyés dans une calandre dans laquelle se vaporise le fluide frigorigène. Dans le cas où les échangeurs sont des échangeurs à tubes, les passages peuvent être formés par les espaces dans, autour et entre les tubes.
De préférence, le premier échangeur E1 est du type à plaques ou à plaques et ailettes brasé, afin de pouvoir y faire circuler un nombre relativement important de courants de fluide distincts. Le deuxième échangeur E2, voire aussi le troisième échangeur E3 si présent sont du type à tube et à calandre ou du type évaporateur ORV (acronyme pour « open rack vaporizer » en anglais, également appelé regazéificateur à ruissellement d’eau).
Comme on le voit sur la , un courant de fluide de travail 13 est introduit dans le premier échangeur E1 à partir d’une première entrée 1 pour s’y condenser contre le courant d’hydrocarbures 10 introduit par une deuxième entrée 4 du premier échangeur E1. On obtient ainsi un courant d’hydrocarbures réchauffé 11 à une première sortie 2 du premier échangeur E1 et un fluide de travail au moins partiellement condensé 14 à une deuxième sortie 3 du premier échangeur E1. De préférence, le fluide de travail 14 est totalement condensé et sort de l’échangeur E1 à l’état liquide, i. e. sous-refroidi, c’est-à-dire à une température inférieure ou égale à sa température d’ébullition.
Notons que la température d’ébullition, i. e. température de bulle ou point de bulle, désigne la température à laquelle les premières bulles de vapeur se forment dans un fluide à une pression donnée.
De préférence, le fluide de travail 13 est introduit par la première entrée 1 qui est située à un bout chaud 1a du premier échangeur E1 et présentant la température la plus élevée du premier échangeur E1. Le courant d’hydrocarbures 10 est introduit par une deuxième entrée 4 située à un bout froid 1b du premier échangeur E1. La deuxième entrée 4 présente la température la plus basse du premier échangeur E1. Le fluide de travail 13 est condensé dans un sens descendant et en direction du bout froid 1b, à contre-courant du courant d’hydrocarbures 10.
Par « bout froid », on entend le point d’entrée dans un échangeur où un fluide est introduit à la température la plus basse de toutes les températures de l’échangeur. Par « bout chaud », on entend le point d’entrée dans un échangeur où un fluide est introduit à la température la plus élevée de toutes les températures de cet échangeur.
Le fluide de travail au moins partiellement condensé 14 est introduit dans un organe élévateur de pression P1, tel une pompe, de façon à obtenir un fluide de travail pressurisé 15 à une pression haute.
Le fluide de travail pressurisé 15 est ensuite réintroduit dans le premier échangeur de chaleur E1 et réchauffé, par échange de chaleur avec le courant d’hydrocarbures 10 et/ou avec le fluide de travail 13. On obtient ainsi un fluide de travail réchauffé 16, de préférence vaporisé au moins en partie, à une troisième sortie 7 du premier échangeur de chaleur E1.
La réintroduction du fluide de travail 15 est particulièrement avantageuse quand le fluide de travail est mixte, i. e. est un mélange de plusieurs constituants, dans la mesure où ce type de fluide sort de l’échangeur à très basse température. Il est alors avantageux d’opérer une réintroduction des fluides condensés dans l’échangeur E1 afin de réchauffer et maximiser la température de sortie au bout chaud de l’échangeur et donc la production d’électricité lors de leur détente dans la turbine.
Le fluide de travail réchauffé 16 est réchauffé davantage dans un deuxième échangeur E2 dans lequel il est vaporisé au moins en partie par échange de chaleur avec un premier courant chaud C1 circulant dans le deuxième échangeur E2.
Notons qu’il est aussi envisageable que le fluide de travail pressurisé 15 soit introduit directement dans le deuxième échangeur E2 pour y être vaporisé sans passage préalable dans le premier échangeur E1 (non illustré) et former ainsi le fluide de travail 17.
Le fluide de travail 17 issu du deuxième échangeur de chaleur E2 alimente un organe de détente T1 avec une pression d’alimentation correspondant à la pression haute. L’organe de détente T1, de préférence une turbine, coopère avec un générateur électrique G convertissant l’énergie cinétique produite par le fluide détendu en énergie électrique. Le fluide de travail 13 issu de la détente présente une pression basse inférieure, de préférence inférieure d’un facteur compris entre 3 et 7, de préférence encore entre 4 et 6.
De préférence, le premier courant chaud C1 circule à contre-courant du fluide de travail 16, ce qui permet de maximiser la température de sortie du fluide de travail 17 et donc de maximiser la puissance délivrée par la turbine durant la détente.
Après sa détente, le fluide de travail 13 est réintroduit dans le premier échangeur E1, ce qui ferme le cycle de Rankine. Notons qu’il est possible que le fluide de travail 13 issu de la détente peut éventuellement être à l’état diphasique et être introduit, avec ou sans séparation des phases liquide et gazeuse, dans le premier échangeur E1.
Les paramètres d’un cycle de Rankine tels que la composition, les niveaux de pressions de fluide de travail, sont habituellement définis pour une température prédéfinie de courant chaud C1, qui correspond à une valeur de référence, par exemple à une valeur moyenne autour de laquelle les fluctuations de température ont lieu. A cette valeur prédéterminée, le fonctionnement du procédé est optimal.
De préférence, les paramètres du cycle sont définis de telle sorte que, lorsque le premier courant chaud est à la température de référence, le fluide de travail 17 est totalement vaporisé et sort de l’échangeur E2 à une température égale ou relativement proche de sa température de rosée. Les termes « température de rosée » ou « point de rosée » désignent la température au-dessous de laquelle, à la pression considérée, la vapeur d'un élément gazeux, se condense. C’est la température à partir de laquelle la première goutte de liquide apparaît dans le fluide de travail.
Les performances du procédé mettant en œuvre le cycle se dégradent lorsque la température réelle s’éloigne de la valeur prédéterminée. En particulier, si la température du premier courant chaud C1 diminue, la température du fluide de travail 17 issu du deuxième échangeur de chaleur E2 diminue également. Le fluide de travail 17 peut être diphasique, avec une phase liquide 19 qui subsiste dans la fluide 17.
Or, la présence d’une phase liquide dans l’organe de détente nuit au fonctionnement de l’installation et augmenter le risque d’endommagement des éléments constitutifs de l’organe de détente, du fait de leur érosion causée par la présence de gouttelettes les impactant à grande vitesse.
Pour éviter d’introduire la phase liquide 19 dans l’organe de détente, on agence au moins un dispositif séparateur de phases B1, tel un ballon séparateur, entre le deuxième échangeur E2 et l’organe de détente T1. Le dispositif séparateur de phases B1 est relié à l’organe de détente T1 par une conduite d’alimentation 18. La phase gazeuse 18 est récupérée en tête de ballon, s’écoule dans la conduite 18 et alimente l’organe de détente T1 à une pression dite d’alimentation. Si le fluide de travail 17 contient une phase liquide 19, celle-ci est recueillie dans le fond du ballon. Selon le cas, elle peut être évacuée dans une conduite, comme dans l’exemple de la , ou bien contourner l’organe de détente pour être ensuite recombinée avec le fluide de travail détendu 13. Un exemple de cette deuxième possibilité est illustré sur la
Quoi qu’il en soit, la phase liquide 19 ne participe pas à la détente, ce qui réduit le débit de fluide de travail introduit dans l’organe de détente et réduit en conséquence la quantité d’énergie récupérée par le procédé par rapport au point optimal de fonctionnement.
Pour remédier à cette baisse de rendement énergétique, la présente invention propose de réguler la pression de la phase gazeuse 18 alimentant l’organe de détente T1 suivant une consigne de pression SP au moyen d’un dispositif régulateur de pression PC, 5, V1. En outre, on mesure le niveau de phase liquide 19 dans le dispositif séparateur B1 au moyen d’un contrôleur de niveau LC. Notons que la mesure de niveau peut être réalisée par tout dispositif ou contrôleur de niveau de liquide, de préférence un capteur de mesure de niveau par pression différentielle ou bien par radar à ondes guidées agencé sur la virole, i. e. la calandre du séparateur B1 ou bien sur une colonne déportée.
Selon un mode de réalisation avantageux, dont une vue schématique partielle est montrée en , le dispositif séparateur de phases B1 est un ballon horizontal munie d’une botte 30 dont une dimension mesurée parallèlement à la direction horizontale D est relativement faible par rapport à au moins une dimension du ballon et dans laquelle est collectée la phase liquide. Par « ballon horizontal », on entend un ballon de forme allongée dont la dimension la plus grande s’étend suivant la direction horizontale. Pour un ballon cylindrique, l’axe du ballon est horizontal. De préférence, la botte 30 est au moins en partie de forme cylindrique.
Le contrôleur de niveau LC est configuré de façon à mesuré le niveau de liquide dans la botte 30. Les points de mesure du contrôleur de niveau LC, i. e. les prises d’impulsion, peuvent être disposés sur une partie cylindrique de la botte. De préférence, le dispositif séparateur est configuré de sorte qu’une pente existe en direction de la botte afin d’y diriger la phase liquide gravitairement. Ce mode de réalisation offre une bonne sensibilité à la variation de niveau. En effet, une même variation de débit de phase liquide formée dans le dispositif séparateur engendre une variation de niveau plus importante et mieux détectable, réduisant le temps de réaction du système d’ajustement de la consigne de pression.
Le contrôleur de niveau LC coopère avec le régulateur de pression PC, 5, V1 de sorte que la consigne de pression SP est ajustée, i. e. modifiée, en fonction du niveau de liquide mesuré dans le dispositif séparateur B1. Cet ajustement est réalisé de sorte que la pression d’alimentation de la phase gazeuse 18 est réduite lorsque le niveau de phase liquide 19 dans le dispositif séparateur B1 est supérieur à un niveau prédéterminé.
La présente invention permet ainsi d’adapter la pression du fluide de travail envoyé vers l’organe de détente en fonction des variations des conditions opératoires du procédé, en particulier aux variations de température du premier courant chaud C1, afin d’assurer la meilleure récupération d’énergie possible.
L’ajustement opéré selon l’invention tend à ramener et maintenir le fluide de travail introduit dans le dispositif séparateur B1 à son point de fonctionnement prédéterminé.
Ainsi, si la température du premier courant chaud C1 diminue par rapport à sa température de référence, la charge calorifique introduite dans le cycle diminue, ce qui se traduit par une diminution de la température du fluide de travail 17 issu du deuxième échangeur de chaleur E2. Le niveau de phase liquide 19 dans le dispositif séparateur B1 augmente par rapport au niveau de liquide prédéterminé, lequel niveau prédéterminé correspond de préférence à un niveau de phase liquide 19 pour lequel la température du premier courant chaud est inférieure à la température de référence. En réponse à cette augmentation de niveau, la consigne de pression SP envoyée à l’organe régulateur de pression PC, 5, V1 est réduite, ce qui a pour effet de faire baisser le niveau de phase liquide 19 dans le dispositif séparateur B1 et de le ramener vers la valeur de niveau prédéterminée.
L’invention permet donc de faire fonctionner le procédé avec le meilleur rendement énergétique possible, et ce même en cas de diminution de la température de la source chaude en dessous de sa valeur prédéterminée.
De préférence, le niveau de liquide prédéterminé correspond une proportion comprise entre 0,5 et 10 %, de préférence entre 1 et 5 % du volume interne du dispositif séparateur B1 recevant la phase liquide 19 (volume en eau). L’ajustement de la pression d’alimentation a lieu lorsque le niveau de phase liquide dépasse ce niveau prédéterminé, ce qui permet de d’arrêter la montée du niveau dans le séparateur B1, en particulier dans la botte lorsque le séparateur B1 est horizontal.
De préférence, lorsque le niveau liquide est stabilisé, à un niveau inférieur ou égal au niveau prédéterminé, la pression d’alimentation est maintenue à sa dernière valeur de consigne.
L’organe régulateur de pression PC, 5, V1 peut être tout moyen configuré pour régler, réguler, ajuster la pression d’alimentation du fluide de travail pour l’amener à une valeur la plus proche de la valeur souhaitée, i. e. la consigne de pression SP.
De préférence, l’organe régulateur de pression comprend un contrôleur de pression PC et mesurant la pression d'alimentation de l’organe de détente T1 en la phase gaz 18. Typiquement, le contrôleur PC peut être agencé entre le séparateur B1 et l’organe de détente T1 en communication fluidique avec une conduite d’alimentation 6 reliant fluidiquement le dispositif séparateur B1 à l’organe de détente T1. Il est aussi envisageable que le contrôleur PC soit relié fluidiquement au volume interne du séparateur B1 de sorte à mesurer la pression dans le réservoir.
L’organe régulateur de pression PC, 5, V1 comprend un organe de réglage de pression 5, V1 qui détermine la pression d’alimentation de l’organe de détente. En fonction de la pression mesurée et de la consigne de pression SP reçue par le contrôleur de pression PC, celui-ci commande l’organe de réglage 5 de façon à faire tendre la pression d'alimentation de l’organe de détente T1 vers la consigne de pression SP.
L’organe de réglage 5, V1 est agencé sur la trajet de la phase gazeuse 18 et en régule la pression suivant une consigne de pression donnée qui est déterminée par une position occupée par l’organe 5, V1. Typiquement, l’organe 5, V1 peut occuper plusieurs positions, chacune déterminant une pression d’alimentation donnée. Un déplacement de l’organe de réglage, i. e. une modification de sa position, modifie la pression de phase gazeuse s’écoulant vers l’organe de détente T1.
Avantageusement, l’organe régulateur PC, 5, V1 de pression comprend un système à boucle fermée configuré pour recevoir des signaux de consigne représentatifs de valeurs de consigne SP à destination du contrôleur PC. Ces valeurs de consignes sont ensuite comparées par le système à boucle fermée avec les valeurs mesurées par le contrôleur de pression PC et la position de l’organe de réglage de pression 5, V1 est ajustée par ledit système de façon à faire tendre la pression de phase gazeuse 18 envoyée à l’organe de détente T1 vers la valeur de consigne.
Avantageusement, l’organe de détente T1 est une turbine de détente. De façon connue en soi, la turbine de détente comprend un rotor 51 ayant un axe de rotation et une pluralité d’aubes de guidage configurées pour dévier l’écoulement de la phase gazeuse 18 alimentant la turbine T1.
Selon un mode de réalisation, le dispositif régulateur de pression PC, 5, V1 comprend au moins un organe de réglage 5 du rotor 51, en particulier un organe de réglage 5 d’au moins un paramètre de positionnement d’au moins une aube de guidage par rapport à l’axe de rotation du rotor 51 ou la direction d’écoulement de la phase gazeuse 18 alimentant la turbine T1, en particulier au moins un angle d’inclinaison de ladite aube de guidage par rapport à l’axe de rotation du rotor 51. La position de ladite aube de guidage détermine la pression d’alimentation de la turbine T1. Ce mode de réalisation offre l’avantage d’améliorer l’efficacité de la turbine pour des conditions opératoires fluctuantes.
Selon un autre mode de réalisation, l’organe de réglage peut être au moins une vanne de régulation V1 agencée en amont de l’organe de détente T1, le contrôleur de pression PC commandant la vanne de régulation V1 de façon à faire tendre la pression d'alimentation de la turbine T1 vers la consigne de pression SP. La position, en particulier l’ouverture, de la vanne V1 détermine la pression d’alimentation. Dans le cas présent, l’ouverture de la vanne V1 est augmentée en réponse à une augmentation de niveau, ce qui réduit la perte de charge causée par la vanne V1 dans le circuit de fluide et réduit en conséquence la pression dans le séparateur B1. De préférence, la vanne de régulation V1 est à contrôle automatique.
Par exemple, la vanne V1 peut être une vanne à réglage proportionnel dont l’ouverture est commandée de manière à faire varier la pression en aval en fonction d’une consigne qui lui est appliquée. La vanne peut comprendre une partie mobile, typiquement au moins un obturateur, qui est placé sur le trajet d’écoulement de la phase gazeuse 18 et dont le déplacement permet de faire varier la section de passage de fluide.
De préférence, le procédé met en œuvre au moins une boucle d’asservissement de la consigne de pression sur le niveau de phase liquide 19, ladite boucle tendant à maintenir le niveau de phase liquide 19 égal ou sensiblement égal au niveau prédéterminé.
Par « boucle d’asservissement » on entend généralement un système de contrôle d’un procédé dans lequel une grandeur réglante agit sur une grandeur réglée, i. e. une grandeur à asservir, pour l’amener le plus rapidement possible à une valeur de consigne et l’y maintenir. Le principe de base d'un asservissement est de mesurer, en permanence, l'écart entre la valeur réelle de la grandeur à asservir et la valeur de consigne que l'on désire atteindre, et de calculer la commande appropriée à appliquer à un ou plusieurs actionneurs de façon à réduire cet écart le plus rapidement possible. On parle également de système commandé en boucle fermée.
Dans ladite au moins une boucle d’asservissement, la grandeur réglante est le niveau mesuré par le contrôleur de niveau LC, la grandeur réglée est la pression d’alimentation en phase gazeuse 18. La consigne SP est variable selon le niveau de liquide dans le dispositif séparateur B1, qui dépend lui-même des conditions de température du premier courant chaud C1.
De préférence, le niveau de liquide mesuré dans le dispositif séparateur B1 par le contrôleur de niveau LC est comparé avec le niveau prédéterminé et un signal de consigne est élaboré à partir de cette comparaison à destination de l’organe régulateur de pression afin d’ajuster la consigne de pression SP. Le contrôleur de pression PC élabore un signal de commande à destination de l’organe de réglage de pression 5, V1 afin d’en ajuster la position pour faire tendre la pression mesurée à l’admission de l’organe de détente vers la valeur de consigne SP.
Avantageusement, tout ou partie des étapes de contrôle, élaboration de signaux de régulation et/ou d’asservissement décrites dans la présente demande sont commandées par une unité de contrôle-commande reliée au contrôleur de niveau LC et au dispositif régulateur de pression PC, 5, V1. Avantageusement, l’ajustement du dispositif régulateur de pression PC, 5, V1, en particulier de la position de l’organe de réglage de pression 5, V1, est commandé par une unité de contrôle-commande (non illustrée) reliée électriquement ou électromagnétiquement au dispositif régulateur. L’unité de contrôle-commande est reliée au contrôleur de niveau LC. Elle peut aussi faire partie du dispositif régulateur et/ou du contrôleur de niveau. Le contrôleur de niveau et/ou l’unité de contrôle-commande élabore un signal de consigne SP à destination du dispositif régulateur afin de modifier en conséquence la pression d’alimentation.
En particulier, l’unité de contrôle-commande peut comprendre un système « DCS » pour « Distributed Control System » en anglais, c’est-à-dire un système de contrôle d'un procédé industriel comprenant une interface homme-machine pour la supervision et un réseau de communication numérique. Le système DCS comprend plusieurs contrôleurs modulaires qui commandent les sous-systèmes ou unités de l'installation globale, typiquement un ensemble d’équipements comprenant au moins l’un parmi un microcontrôleur, un microprocesseur, un ordinateur et configurés chacun pour assurer au moins : l’acquisition des données d’au moins un capteur ou contrôleur de pression, de niveau, de température, le contrôle d’au moins un actionneur relié à au moins un organe de réglage de pression, la régulation et/ou l’asservissement de paramètres, la transmission de données, de signaux,... entre les différents équipements du système.
De préférence, les étapes de mesure de niveau et d’ajustement en pression sont réitérées tant que la valeur du niveau de phase liquide 19 mesuré est supérieur au niveau prédéterminé.
De préférence, la mesure de niveau est réitérées plusieurs fois, de préférence périodiquement et de préférence encore à une période comprise entre 100 millisecondes et 1 seconde, de préférence comprise entre 200 et 500 millisecondes, ce qui permet de réguler le procédé de la manière la plus stable possible, sans réagir de manière trop forte à une sollicitation subite de faible durée.
De préférence, à l’étape d’ajustement, ladite pression d’alimentation est réduite d’un facteur de 0,1 à 10%, de préférence de 0,5 à 5%, de préférence encore de l’ordre de 1% par rapport à la consigne de pression initiale. En d’autres termes, préalablement à l’étape d’ajustement, la pression d’alimentation présente une valeur initiale et, à l’étape d’ajustement, la pression est réduite à une valeur ajustée qui est inférieure d’un facteur allant de 0,1 à 10%, de préférence de 0,5 et 5%, de préférence encore de l’ordre de 1%, par rapport à sa valeur initiale. Ces valeurs permettent un ajustement doux sans créer de perturbations violentes du procédé. Notons que l’ajustement peut être opéré par palier ou de façon progressive.
Selon un mode particulier de réalisation (non illustré), le procédé comprend en outre au moins une étape de mesure de la température du premier courant chaud C1 ou de mesure de la température de la phase gazeuse 18. De préférence, la mesure de température est réalisée au moyen d’au moins un capteur de température configuré pour mesurer la température du premier courant chaud C1 introduit dans le deuxième échangeur E2 ou pour mesurer la température de la phase gazeuse 18 se trouvant dans le dispositif séparateur ou dans la canalisation d’alimentation 6. En fonction de la température mesurée à l’étape l), une étape d’ajustement de la consigne de pression SP envoyée au dispositif régulateur de pression PC, 5, V1 est réalisée de façon à augmenter la pression d’alimentation de la phase gazeuse 18 lorsque la température mesurée est supérieure à une température prédéterminée.
Ce mode d’ajustement est avantageusement mis en œuvre lorsque la température du premier courant chaud C1 augmente par rapport à sa température de référence. Dans ce cas, la charge calorifique introduite dans le cycle augmente, ce qui se traduit par une augmentation de la température du fluide de travail 17 sortant du deuxième échangeur E2 et envoyé l’organe de détente T1. Dans le cas où la température de référence était telle que le fluide de travail 17 était à son point de rosée ou sensiblement au-dessus de son point de rosée, l’augmentation de la température du courant chaud se traduit par un gain en surchauffe du fluide de travail 17, sans changement d’état détectable via la mesure de niveau dans le séparateur B1. Or cet effet engendre également une perte de récupération d’énergie par rapport au point de fonctionnement optimal du procédé car la pression d’alimentation de l’organe de détente est plus faible que la pression au point de rosée pour la même température. La détente génère donc moins d’énergie. L’ajustement de la pression d’alimentation par mesure de la température permet de détecter cet effet de surchauffe et tend à ramener le fluide de travail 17 vers son point de rosée. De préférence, on augmente la consigne de pression envoyée au dispositif régulateur de pression PC, 5, V1 jusqu’à ce que le niveau de phase liquide soit égal au niveau prédéterminé.
Notons que le mode d’ajustement décrit ci-dessus est aussi avantageusement mis en œuvre au moyen d’une unité de contrôle-commande, d’une boucle d’asservissement telle que décrite précédemment avec des caractéristiques qui lui sont transposables.
Notons qu’en parallèle, le contrôle du niveau de liquide mesuré dans le dispositif séparateur B1 est poursuivi tel que décrit précédemment, de manière à poursuivre l’ajustement de la pression d’alimentation dans le cas d’une diminution de la température du premier courant chaud C1.
De préférence, l’étape de mesure de la température du premier courant chaud C1 ou de la température de la phase gazeuse 18 est réitérée à une période comprise entre 1 et 15 jours, de préférence entre 5 et 10 jours.
Selon une variante de réalisation, on peut ajuster la pression d’alimentation lorsqu’on mesure une augmentation de la température du premier courant chaud ou de la phase gazeuse 18 supérieure à une valeur donnée, de préférence une augmentation d’au moins 0,1 °C, de préférence comprise entre 0,1 et 10°C, de préférence encore comprise entre 0,5 et 2 °C.
Avantageusement, le courant d’hydrocarbures 10 est formé de gaz naturel, comprenant de préférence, en fraction molaire, au moins 60% de méthane (CH4), de préférence au moins 80%. Le gaz naturel peut éventuellement comprendre de l’éthane (C2H6), du propane (C3H8), du butane (nC4H10) et/ou de l’isobutane (iC4H10), de l’azote, de préférence dans des teneurs entre 0 et 10% (% molaire).
De préférence, le fluide de travail 13 comprend un mélange d’hydrocarbures, de préférence un mélange d’hydrocarbures contenant au moins deux hydrocarbures choisis parmi le méthane, l’éthane, le propane, le butane, l’éthylène (C2H4), le propylène, le butène, l’isobutane, éventuellement additionné d’au moins un composant additionnel choisi parmi l'azote, l’argon, l’hélium, , le néon.
L’utilisation d’un fluide de travail mixte permet de diminuer les pertes énergétiques liées à l’irréversibilité des échanges de chaleurs entre fluides froids et chauds en réduisant les écarts de températures entre les courants froids et les fluides de travail en chaque point selon la longueur de l’échangeur.
En particulier, les proportions en fractions molaires des composants du mélange d’hydrocarbures peuvent être (% molaire) :
  • Méthane : 25 à 50%, de préférence 30 à 45%,
  • Propane : 10 à 45%, de préférence 15 à 40%,
  • Ethane ou ethylène : 20 à 45%, de préférence 25 à 40%,
  • Azote : 0 à 10%.
Selon une autre possibilité, le fluide de travail peut être un corps pur constitué d’un hydrocarbure choisi parmi le méthane, l’éthane, le propane, le butane, l’éthylène, le propylène, le butène, l’isobutane.
De préférence, le premier courant chaud C1 et/ou le deuxième courant chaud C2 sont formés d’eau de mer, de préférence à une température d’entrée dans l’échangeur supérieure à 0 °C, de préférence comprise entre 5 et 30 °C. Il est aussi envisageable que le premier courant chaud C1 et/ou le deuxième courant chaud C2 soit formés d’air ambient, typiquement à une température comprise entre -10 et 40 °C.
De préférence, le courant d’hydrocarbures 10 est introduit à une température comprise entre -160 et -150 °C dans le premier échangeur E1 et en sort à une température qui peut être comprise entre -60 et -20 °C. De préférence, le courant d’hydrocarbures réchauffé 11 sort partiellement, voire totalement, vaporisé du premier échangeur E1.
Notons que le courant réchauffé 11 peut être à l’état liquide, gazeux, diphasique ou supercritique, selon la localisation géographique de l’installation et les conditions opératoires, notamment la pression du réseau. Toutefois, dans le cas où le courant d’hydrocarbures est un courant de gaz naturel, la variété de composants est limitée, ce qui conduit à une plage de températures de vaporisation étroite, avec une forte probabilité que le courant 11 sorte à l’état gazeux de la première sortie 2.
Selon une possibilité, illustrée dans les figures, le courant d’hydrocarbures réchauffé 11 sortant du premier échangeur de chaleur E1 peut être introduit dans un troisième échangeur de chaleur E3 pour y être encore réchauffé contre un deuxième courant chaud C2. On obtient en sortie du troisième échangeur de chaleur E3 un courant d’hydrocarbures totalement vaporisé 12 à une température supérieure ou égale à 2 °C, de préférence comprise entre 5 et 50 °C.
Selon une autre possibilité (non illustrée), il est possible que le deuxième échangeur E2 et le troisième échangeur E3 forment un même échangeur commun. Dans ce cas, au lieu d’être introduit dans le troisième échangeur E3 pour y être réchauffé contre le deuxième courant chaud C2, le courant d’hydrocarbures 11 est introduit dans le deuxième échangeur E2 pour y poursuivre son réchauffement contre le premier courant chaud C1, voire aussi contre le courant de fluide de travail 16.
Eventuellement, un autre dispositif séparateur pourrait être agencé entre le premier échangeur E1 et l’organe élévateur de pression P1 pour séparer une éventuelle phase gazeuse du fluide de travail condensé 14 avant son introduction dans l’organe élévateur de pression P1, et réduire le risque de cavitation.
Dans les configurations illustrées, les échangeurs forment des entités physiquement distinctes les unes des autres, i. e. formant chacun au moins un empilement distinct de plaques et de passages. Notons qu’il est également possible d’agencer certains des passages de fluide au sein d’un même empilement. Cela est envisageable en particulier avec des échangeurs du type à plaques brasés et permet de réduire la complexité et les coûts de fabrication de l’installation mettant en œuvre plusieurs cycle de Rankine combinés.
Exemples
Afin de démontrer l’efficacité d’un procédé selon l’invention, des simulations ont été réalisées pour calculer les rendements énergétiques obtenus pour différentes températures de courant chaud, d’une part avec un cycle de Rankine selon l’art antérieur (Tableau 1) dans lequel la pression d’alimentation de l’organe de détente est gardée constante, et d’autre part avec un cycle de Rankine opérant un ajustement de la pression d’alimentation de l’organe de détente selon le mode de réalisation de l’invention illustré sur la , comprenant en outre un mode d’ajustement de la pression d’alimentation en fonction de la mesure de la température de la source chaude tel que décrit précédemment (Tableau 2).
Dans ces exemples comparatifs, le courant froid F du cycle était du GNL comprenant 90,5% de méthane, 7,3% d’éthane, 1,5% de propane, 0,2% de butane, 0,3% d’isobutane, 0,2% d’azote (% molaire). Le débit de GNL était de 114 tonnes/heure. La température du GNL à l’entrée du premier échangeur E1 était de -155 °C. La pression de GNL était de 90 bar. Notons que les pressions sont exprimées en bar absolu ou bara. La température de l’eau de mer à l’entrée du deuxième échangeur E2 était supposée varier d’une valeur de 6°C à une valeur de 28°C. La composition du fluide de travail et les niveaux de pression étaient déterminés pour une température de référence de 17 °C, correspondant à la valeur moyenne autour de laquelle fluctue la température du courant chaud.
Le fluide de travail était constitué de 44,0% de méthane, de 29,5% d’éthane et de 26,5% de propane. La température d’approche minimum, i. e. la température minimum atteignable entre deux fluides en relation d’échange thermique, considérée au sein des échangeurs E2 et E3 avec le premier courant chaud est de 4°C. Par conséquent, la température du fluide de travail 17 à haute pression à la sortie du deuxième échangeur E2 varie de 2 °C et 24 °C avec une température moyenne de 13 °C.
Le tableau 1 montre les performances obtenues avec le cycle de Rankine hors invention n’ajustant pas le niveau de pression haute, i. e. la pression d’alimentation de l’organe de détente, en fonction de la température du premier courant chaud. Les niveaux de pressions hautes et basses sont gardés identiques à leurs valeurs définies pour la température de référence de 17 °C, en l’occurrence une pression basse de 5,4 bar et une pression haute de 25,7 bar. Seule la consigne de débit du courant de fluide de travail 15 circulant en aval de la pompe est ajustée en fonction de la température du premier courant chaud C1.
Le tableau 2 illustre l’amélioration de la récupération de puissance avec l’ajustement de la pression d’alimentation de l’organe de détente opéré selon l’invention lorsque la température de l’eau de mer varie par rapport à la température de référence, à toutes conditions égales par ailleurs, hormis le débit de fluide de travail qui est ajusté.
En cas de baisse de la température du premier courant chaud C1, correspondant à une température du fluide de travail 17 de 2°C, la puissance produite par le procédé selon l’invention est de 4210 kW, soit un gain de 4,2 % par rapport à un procédé sans mise en œuvre de l’invention.
En cas d’augmentation de la température du premier courant chaud C1, correspondant à une température du fluide de travail 17 de 24 °C, la puissance produite par le procédé selon l’invention est de 5553 kW, soit un gain de 4,2 % par rapport à un procédé sans mise en œuvre de l’invention. On constate bien que, même si l’augmentation de la température du premier courant chaud C1 permet dans l’absolu une meilleure récupération d’énergie par le procédé (5228 KW dans le Tableau 1), cette récupération est encore augmentée grâce à l’invention.
Température du fluide de travail 17 Débit volumique du fluide de travail 17 Pression d’alimentation de l’organe de détente T1 Pression à la décharge de l’organe de détente T1 Puissance à l'arbre de l’organe de détente T1 sans mise en œuvre de l’invention
°C m3/h bar Bar kW
2 376 25.7 5.4 4041
13 366 25.7 5.4 5055
24 362 25.7 5.4 5228
Température du fluide de travail 17 Débit volumique du fluide de travail 17 Pression d’alimentation du l’organe de détente T1 Pression à la décharge de l’organe de détente T1 Puissance à l'arbre de l’organe de détente T1 Gain de puissance obtenu avec l’invention
°C m3/h bar Bar kW %
2 389 17.9 5.4 4210 4.2
24 337 36.9 5.4 5553 6.2

Claims (16)

  1. Procédé de production d’énergie électrique à partir d’un courant d’hydrocarbures tel un courant de gaz naturel liquéfié, ledit procédé comprenant les étapes suivantes :
    a) introduction du courant d’hydrocarbures (10) dans un premier échangeur de chaleur (E1),
    b) introduction d’un fluide de travail (13) dans le premier échangeur de chaleur (E1) par une première entrée (1) et condensation d’au moins une partie dudit fluide de travail (13) par échange de chaleur avec le courant d’hydrocarbures (10) de façon à obtenir un courant d’hydrocarbures réchauffé (11) à une première sortie (2) du premier échangeur de chaleur (E1) et à obtenir un fluide de travail au moins partiellement condensé (14, 15) à une deuxième sortie (3) du premier échangeur de chaleur (E1),
    c) élévation de la pression du fluide de travail au moins partiellement condensé (14) dans un organe élévateur de pression (P1) de façon à obtenir un fluide de travail pressurisé (15, 16),
    d) introduction du fluide de travail pressurisé (15, 16) dans un deuxième échangeur de chaleur (E2) et vaporisation d’au moins une partie dudit fluide de travail pressurisé (15, 16) par échange de chaleur avec un premier courant chaud (C1) introduit dans le deuxième échangeur de chaleur (E2), de façon à obtenir un fluide de travail au moins partiellement vaporisé (17) en sortie du deuxième échangeur de chaleur (E2),
    e) détente d’au moins une partie (18) du fluide de travail vaporisé (17) dans un organe de détente (T1) coopérant avec un générateur électrique (G) de façon à produire de l’énergie électrique,
    f) réintroduction du fluide de travail (13) détendu à l’étape e) dans le premier échangeur de chaleur (E1),
    caractérisé en ce que ledit procédé comprend en outre les étapes suivantes :
    g) introduction du fluide de travail au moins partiellement vaporisé (17) issu de l’étape d) dans un dispositif séparateur (B1) et séparation d’une part en une phase liquide (19) collectée dans le dispositif séparateur (B1) et d’autre part en une phase gazeuse (18) alimentant l’organe de détente (T1) à une pression d’alimentation,
    h) régulation de la pression d’alimentation de la phase gazeuse (18) au moyen d’un dispositif régulateur de pression (PC, 5, V1) suivant une consigne de pression (SP),
    i) mesure du niveau de phase liquide (19) dans le dispositif séparateur (B1) au moyen d’un contrôleur de niveau (LC) relié au régulateur de pression (PC, 5, V1),
    j) ajustement de la consigne de pression (SP) du dispositif régulateur de pression (PC, 5, V1) en fonction du niveau de liquide mesuré à l’étape i) de façon à réduire la pression d’alimentation de la phase gazeuse (18) lorsque le niveau de phase liquide (19) mesuré à l’étape i) est supérieur à un niveau prédéterminé.
  2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l’organe de détente (T1) est une turbine de détente comprenant un rotor (51) ayant un arbre et une pluralité d’aubes de guidage fixées sur l’arbre et configurées pour dévier l’écoulement de la phase gazeuse (18) alimentant la turbine (T1).
  3. Procédé selon la revendication 2, caractérisé en ce que le dispositif régulateur de pression (PC, 5, V1) comprend un contrôleur de pression (PC) mesurant la pression d'alimentation de la turbine (T1) et au moins un organe de réglage (5) du rotor (51) déterminant ladite pression d'alimentation, le contrôleur de pression (PC) commandant l’organe de réglage (5) de façon à faire tendre la pression d'alimentation de la turbine (T1) vers la consigne de pression (SP).
  4. Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce que ledit organe de réglage (5) du rotor (51) est un organe de réglage d’au moins un paramètre de positionnement d’au moins une aube de guidage par rapport à l’axe de rotation de l’arbre du rotor (51), en particulier au moins un angle d’inclinaison de ladite aube de guidage par rapport à l’axe de rotation de l’arbre du rotor (51).
  5. Procédé selon l’une des revendications 1 ou 2, caractérisé en ce que le dispositif régulateur de pression (PC, 5, V1) comprend un contrôleur de pression (PC) mesurant la pression d'alimentation de l’organe de détente (T1) et au moins une vanne de régulation (V1) agencée en amont de l’organe de détente (T1), le contrôleur de pression (PC) commandant la vanne de régulation (V1) de façon à faire tendre la pression d'alimentation de l’organe de détente (T1) vers la consigne de pression (SP).
  6. Procédé selon l’une des revendications précédentes, le dispositif séparateur (B1) est un ballon horizontal munie d’une botte (30) dont une dimension mesurée parallèlement à la direction horizontale (D) est relativement faible par rapport à au moins une autre dimension du ballon, la phase liquide (19) étant collectée dans la botte (30) et le contrôleur de niveau (LC) étant monté sur ladite botte (30).
  7. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu’il met en œuvre au moins une boucle d’asservissement de la consigne de pression sur le niveau de phase liquide (19), ladite boucle tendant à maintenir le niveau de phase liquide (19) égal ou sensiblement égal au niveau prédéterminé.
  8. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu’il comprend, préalablement à l’étape d), une étape de réintroduction du fluide de travail pressurisé (15) dans le premier échangeur de chaleur (E1) avec réchauffage, et éventuellement vaporisation d’au moins une partie, dudit fluide de travail pressurisé (15) réintroduit par échange de chaleur avec le courant d’hydrocarbures (10) et/ou le fluide de travail (13) introduit à l’étape b) de façon à obtenir un fluide de travail pressurisé (16) réchauffé à une troisième sortie (7) du premier échangeur de chaleur (E1).
  9. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que préalablement à l’étape j), la pression d’alimentation de la phase gazeuse (18) présente une valeur initiale et, à l’étape j), ladite pression d’alimentation est réduite de 0,1% à 10%, de préférence de 0,5% à 5% par rapport à ladite valeur initiale.
  10. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu’il comprend au moins une étape k) de mesure de la température du premier courant chaud (C1) ou de mesure de la température de la phase gazeuse (18) et une étape d’ajustement de la consigne de pression du dispositif régulateur de pression (PC, 5, V1) en fonction de la température mesurée de façon à augmenter la pression d’alimentation de la phase gazeuse (18) lorsque la température mesurée est supérieure à une température de référence.
  11. Procédé selon la revendication 10, caractérisé en ce que l’étape k) est soit réitérée à une période comprise entre 1 et 15 jours, de préférence entre 5 et 10 jours, soit effectuée lorsque la température du premier courant chaud (C1) ou de la température de la phase gazeuse (18) subit une augmentation d’une valeur supérieure à une valeur donnée, de préférence une augmentation d’au moins 0,1 °C, de préférence comprise entre 0,1 et 10°C, de préférence encore comprise entre 0,5 et 2 °C d’au moins.
  12. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le premier courant chaud (C1) et/ou le deuxième courant chaud (C2) sont formés d’eau de mer, de préférence de l’eau de mer introduite dans à une température strictement supérieure à 0 °C, de préférence comprise entre 5 et 30 °C.
  13. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le courant d’hydrocarbures réchauffé (11) sortant du premier échangeur de chaleur (E1) est introduit dans le deuxième échangeur de chaleur (E2) pour y être réchauffé contre le premier courant chaud (C1) ou est introduit dans un troisième échangeur de chaleur (E3) pour y être réchauffé contre un deuxième courant chaud (C2), de façon à obtenir en sortie du deuxième échangeur de chaleur (E2) ou du troisième échangeur de chaleur (E3) un courant d’hydrocarbures totalement vaporisé (12) à une température supérieure ou égale à 2 °C, de préférence comprise entre 5 et 50 °C.
  14. Installation de production d’énergie électrique à partir d’un courant d’hydrocarbures tel le gaz naturel comprenant :
    - un premier échangeur de chaleur (E1) configuré pour mettre en relation d’échange de chaleur le courant d’hydrocarbures (10) et un fluide de travail (13) de sorte à obtenir, en fonctionnement, un fluide de travail au moins partiellement condensé (14) et un courant d’hydrocarbures réchauffé (11) en sortie du premier échangeur de chaleur (E1),
    - un organe élévateur de pression (P1) agencé en aval du premier échangeur de chaleur (E1) et configuré pour élever la pression du fluide de travail au moins partiellement condensé (14) de façon à obtenir un fluide de travail pressurisé (15, 16),
    - un deuxième échangeur de chaleur (E2) configuré pour mettre en relation d’échange de chaleur le fluide de travail pressurisé (15, 16) et un premier courant chaud (C1) de sorte à obtenir, en fonctionnement, un fluide de travail au moins partiellement vaporisé (17) en sortie du deuxième échangeur de chaleur (E2),
    - un organe de détente (T1) agencé en aval du deuxième échangeur de chaleur (E2),
    - un générateur électrique (G) couplé à l’organe de détente (T1),
    caractérisée en ce que ladite installation comprend en outre :
    - un dispositif séparateur (B1) agencé en aval du deuxième échangeur de chaleur (E2) et configuré pour séparer le fluide de travail au moins partiellement vaporisé (17) sortant du deuxième échangeur de chaleur (E2) en une phase gazeuse (18) et une phase liquide (19),
    - une conduite d’alimentation (6) reliant fluidiquement le dispositif séparateur (B1) à l’organe de détente (T1) et configurée pour alimenter l’organe de détente (T1) en la phase vapeur (18),
    - un dispositif régulateur de pression (PC, 5, V1) configuré pour réguler la pression de la phase gazeuse (18) alimentant l’organe de détente (T1) suivant une consigne de pression (SP),
    - un contrôleur de niveau (LC) relié au dispositif régulateur de pression (PC, 5, V1) et configuré pour mesurer le niveau de phase liquide (19) dans le dispositif séparateur (B1),
    - une unité de contrôle-commande reliée ou intégrée au contrôleur de niveau (LC) et/ou au dispositif régulateur de pression (PC, 5, V1), l’unité de contrôle-commande étant configurée pour ajuster la consigne de pression (SP) du dispositif régulateur de pression (PC, 5, V1) en fonction du niveau de liquide mesuré par le contrôleur de niveau (LC).
  15. Installation selon la revendication 14, caractérisé en ce qu’elle comprend en outre au moins un capteur de température (TC) configuré pour mesurer la température du premier courant chaud (C1) ou pour mesurer la température de la phase vapeur (18), l’unité de contrôle-commande étant reliée au capteur de température (TC) et configurée pour ajuster la consigne de pression (SP) du dispositif régulateur de pression (PC, 5, V1) en fonction de la température mesurée par le capteur de température (TC).
  16. Installation selon l’une des revendications 14 ou 15, caractérisé en ce que le dispositif séparateur (B1) est un ballon horizontal munie d’une botte (30) dont une dimension mesurée parallèlement à la direction horizontale (D) est relativement faible par rapport à au moins une autre dimension du ballon, le dispositif séparateur (B1) étant configurée de sorte que la phase liquide (19) est collectée dans la botte (30) et le contrôleur de niveau (LC) étant monté sur ladite botte (30).
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* Cited by examiner, † Cited by third party
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JPS58106109A (ja) * 1981-12-18 1983-06-24 Chiyoda Chem Eng & Constr Co Ltd タ−ビンによるｌｎｇからの動力回収法
US20140260253A1 (en) * 2013-03-14 2014-09-18 Stephen K. Oney Thermal energy conversion system for regasification of cryogenic liquids
KR20190046081A (ko) * 2017-10-25 2019-05-07 두산중공업 주식회사 액화 천연 가스의 냉열을 이용한 복합 발전 시스템

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