WO2017162977A1 - Installation d'alimentation en gaz combustible d'un organe consommateur de gaz et de liquefaction dudit gaz combustible - Google Patents

Installation d'alimentation en gaz combustible d'un organe consommateur de gaz et de liquefaction dudit gaz combustible Download PDF

Info

Publication number
WO2017162977A1
WO2017162977A1 PCT/FR2017/050657 FR2017050657W WO2017162977A1 WO 2017162977 A1 WO2017162977 A1 WO 2017162977A1 FR 2017050657 W FR2017050657 W FR 2017050657W WO 2017162977 A1 WO2017162977 A1 WO 2017162977A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
path
inlet
vessel
vaporization
gas
Prior art date
Application number
PCT/FR2017/050657
Other languages
English (en)
Inventor
Bruno Deletre
Original Assignee
Gaztransport Et Technigaz
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Gaztransport Et Technigaz filed Critical Gaztransport Et Technigaz
Priority to KR1020187029561A priority Critical patent/KR102302436B1/ko
Priority to PL17716958T priority patent/PL3433530T3/pl
Priority to SG11201808311PA priority patent/SG11201808311PA/en
Priority to EP17716958.8A priority patent/EP3433530B1/fr
Priority to JP2018549451A priority patent/JP6942143B2/ja
Priority to CN201780019561.8A priority patent/CN109154421B/zh
Priority to ES17716958T priority patent/ES2802601T3/es
Publication of WO2017162977A1 publication Critical patent/WO2017162977A1/fr

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
    • F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
    • F17C9/04—Recovery of thermal energy
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F25J1/0025—Boil-off gases "BOG" from storages
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0229—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock
    • F25J1/023—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock for the combustion as fuels, i.e. integration with the fuel gas system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0258—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines vertical layout of the equipments within in the cold box
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0275—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines adapted for special use of the liquefaction unit, e.g. portable or transportable devices
    • F25J1/0277—Offshore use, e.g. during shipping
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J5/00—Arrangements of cold exchangers or cold accumulators in separation or liquefaction plants
    • F25J5/002—Arrangements of cold exchangers or cold accumulators in separation or liquefaction plants for continuously recuperating cold, i.e. in a so-called recuperative heat exchanger
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28D—HEAT-EXCHANGE APPARATUS, NOT PROVIDED FOR IN ANOTHER SUBCLASS, IN WHICH THE HEAT-EXCHANGE MEDIA DO NOT COME INTO DIRECT CONTACT
    • F28D7/00—Heat-exchange apparatus having stationary tubular conduit assemblies for both heat-exchange media, the media being in contact with different sides of a conduit wall
    • F28D7/10—Heat-exchange apparatus having stationary tubular conduit assemblies for both heat-exchange media, the media being in contact with different sides of a conduit wall the conduits being arranged one within the other, e.g. concentrically
    • F28D7/12—Heat-exchange apparatus having stationary tubular conduit assemblies for both heat-exchange media, the media being in contact with different sides of a conduit wall the conduits being arranged one within the other, e.g. concentrically the surrounding tube being closed at one end, e.g. return type
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28D—HEAT-EXCHANGE APPARATUS, NOT PROVIDED FOR IN ANOTHER SUBCLASS, IN WHICH THE HEAT-EXCHANGE MEDIA DO NOT COME INTO DIRECT CONTACT
    • F28D7/00—Heat-exchange apparatus having stationary tubular conduit assemblies for both heat-exchange media, the media being in contact with different sides of a conduit wall
    • F28D7/16—Heat-exchange apparatus having stationary tubular conduit assemblies for both heat-exchange media, the media being in contact with different sides of a conduit wall the conduits being arranged in parallel spaced relation
    • F28D7/163—Heat-exchange apparatus having stationary tubular conduit assemblies for both heat-exchange media, the media being in contact with different sides of a conduit wall the conduits being arranged in parallel spaced relation with conduit assemblies having a particular shape, e.g. square or annular; with assemblies of conduits having different geometrical features; with multiple groups of conduits connected in series or parallel and arranged inside common casing
    • F28D7/1669—Heat-exchange apparatus having stationary tubular conduit assemblies for both heat-exchange media, the media being in contact with different sides of a conduit wall the conduits being arranged in parallel spaced relation with conduit assemblies having a particular shape, e.g. square or annular; with assemblies of conduits having different geometrical features; with multiple groups of conduits connected in series or parallel and arranged inside common casing the conduit assemblies having an annular shape; the conduits being assembled around a central distribution tube
    • F28D7/1676—Heat-exchange apparatus having stationary tubular conduit assemblies for both heat-exchange media, the media being in contact with different sides of a conduit wall the conduits being arranged in parallel spaced relation with conduit assemblies having a particular shape, e.g. square or annular; with assemblies of conduits having different geometrical features; with multiple groups of conduits connected in series or parallel and arranged inside common casing the conduit assemblies having an annular shape; the conduits being assembled around a central distribution tube with particular pattern of flow of the heat exchange media, e.g. change of flow direction
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28F—DETAILS OF HEAT-EXCHANGE AND HEAT-TRANSFER APPARATUS, OF GENERAL APPLICATION
    • F28F27/00—Control arrangements or safety devices specially adapted for heat-exchange or heat-transfer apparatus
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2205/00—Vessel construction, in particular mounting arrangements, attachments or identifications means
    • F17C2205/01—Mounting arrangements
    • F17C2205/0123—Mounting arrangements characterised by number of vessels
    • F17C2205/013—Two or more vessels
    • F17C2205/0134—Two or more vessels characterised by the presence of fluid connection between vessels
    • F17C2205/0142—Two or more vessels characterised by the presence of fluid connection between vessels bundled in parallel
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2205/00—Vessel construction, in particular mounting arrangements, attachments or identifications means
    • F17C2205/03—Fluid connections, filters, valves, closure means or other attachments
    • F17C2205/0302—Fittings, valves, filters, or components in connection with the gas storage device
    • F17C2205/0352—Pipes
    • F17C2205/0367—Arrangements in parallel
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0146—Two-phase
    • F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/03—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2223/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/04—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by other properties of handled fluid before transfer
    • F17C2223/042—Localisation of the removal point
    • F17C2223/043—Localisation of the removal point in the gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/04—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by other properties of handled fluid before transfer
    • F17C2223/042—Localisation of the removal point
    • F17C2223/046—Localisation of the removal point in the liquid
    • F17C2223/047—Localisation of the removal point in the liquid with a dip tube
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0107—Single phase
    • F17C2225/0123—Single phase gaseous, e.g. CNG, GNC
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0146—Two-phase
    • F17C2225/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2225/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2225/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2225/035—High pressure, i.e. between 10 and 80 bars
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/04—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by other properties of handled fluid after transfer
    • F17C2225/042—Localisation of the filling point
    • F17C2225/043—Localisation of the filling point in the gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/01—Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0121—Propulsion of the fluid by gravity
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/01—Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
    • F17C2227/0157—Compressors
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0306—Heat exchange with the fluid by heating using the same fluid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0337—Heat exchange with the fluid by cooling
    • F17C2227/0339—Heat exchange with the fluid by cooling using the same fluid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0367—Localisation of heat exchange
    • F17C2227/0388—Localisation of heat exchange separate
    • F17C2227/0393—Localisation of heat exchange separate using a vaporiser
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/04—Methods for emptying or filling
    • F17C2227/044—Methods for emptying or filling by purging
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2250/00—Accessories; Control means; Indicating, measuring or monitoring of parameters
    • F17C2250/03—Control means
    • F17C2250/032—Control means using computers
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2250/00—Accessories; Control means; Indicating, measuring or monitoring of parameters
    • F17C2250/04—Indicating or measuring of parameters as input values
    • F17C2250/0404—Parameters indicated or measured
    • F17C2250/043—Pressure
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2250/00—Accessories; Control means; Indicating, measuring or monitoring of parameters
    • F17C2250/04—Indicating or measuring of parameters as input values
    • F17C2250/0404—Parameters indicated or measured
    • F17C2250/0443—Flow or movement of content
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2250/00—Accessories; Control means; Indicating, measuring or monitoring of parameters
    • F17C2250/06—Controlling or regulating of parameters as output values
    • F17C2250/0605—Parameters
    • F17C2250/0626—Pressure
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2250/00—Accessories; Control means; Indicating, measuring or monitoring of parameters
    • F17C2250/06—Controlling or regulating of parameters as output values
    • F17C2250/0605—Parameters
    • F17C2250/0636—Flow or movement of content
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2260/00—Purposes of gas storage and gas handling
    • F17C2260/03—Dealing with losses
    • F17C2260/035—Dealing with losses of fluid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2260/00—Purposes of gas storage and gas handling
    • F17C2260/05—Improving chemical properties
    • F17C2260/056—Improving fluid characteristics
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/01—Purifying the fluid
    • F17C2265/015—Purifying the fluid by separating
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/01—Purifying the fluid
    • F17C2265/015—Purifying the fluid by separating
    • F17C2265/017—Purifying the fluid by separating different phases of a same fluid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/03—Treating the boil-off
    • F17C2265/032—Treating the boil-off by recovery
    • F17C2265/033—Treating the boil-off by recovery with cooling
    • F17C2265/034—Treating the boil-off by recovery with cooling with condensing the gas phase
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/06—Fluid distribution
    • F17C2265/066—Fluid distribution for feeding engines for propulsion
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/07—Generating electrical power as side effect
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/0105—Ships
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/0105—Ships
    • F17C2270/0107—Wall panels
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/62—Details of storing a fluid in a tank
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28F—DETAILS OF HEAT-EXCHANGE AND HEAT-TRANSFER APPARATUS, OF GENERAL APPLICATION
    • F28F2265/00—Safety or protection arrangements; Arrangements for preventing malfunction
    • F28F2265/26—Safety or protection arrangements; Arrangements for preventing malfunction for allowing differential expansion between elements

Definitions

  • the invention relates to the field of installations for treating a combustible gas, for example liquefied natural gas (LNG).
  • a combustible gas for example liquefied natural gas (LNG).
  • LNG liquefied natural gas
  • the invention more particularly relates to an installation for, on the one hand, supplying a fuel gas to a gas consuming member and, on the other hand, liquefying said fuel gas.
  • Liquefied natural gas is stored in sealed and thermally insulating vessels in a state of two-phase liquid / vapor equilibrium at cryogenic temperatures.
  • the thermal insulation barriers of liquefied natural gas storage tanks are the seat of a heat flow tending to heat the contents of the tanks, which results in evaporation of liquefied natural gas.
  • the gas resulting from natural evaporation is generally used to supply a gas-consuming organ in order to enhance it.
  • the evaporated gas is used to power the powertrain for propelling the ship or the generators providing the electricity necessary for the operation of the on-board equipment.
  • such a practice makes it possible to value the gas resulting from the natural evaporation in the tanks, it does not make it possible to decrease its quantity.
  • the composition of the vapor phase resulting from natural evaporation is different from that of the liquid phase and also has a tendency to vary over time.
  • the vapor phase resulting from natural evaporation naturally has a composition richer in the most volatile components, such as nitrogen for liquefied natural gas, than the liquid phase.
  • the calorific value of the natural evaporation gas such as that of the liquefied gas remaining in the tank is variable over time when natural evaporation prevails.
  • the supply of a consumer member with a combustible gas whose heat capacity undergoes significant variations is which is liable to cause imperfect combustion of the gas as well as malfunctions and variable efficiency of the gas consuming organ.
  • US-A-2010170297 discloses a device for re-liquefying natural evaporation gas in an LNG tank.
  • This device comprises a heat exchange unit disposed above the LNG tank for condensing the natural evaporation gas by heat exchange with a secondary coolant liquid. than liquid nitrogen.
  • the planned facility to produce, cool and liquefy nitrogen is energy intensive.
  • JP0960799 discloses an LNG storage facility with an LNG vaporization circuit and a gas recondensation circuit from natural evaporation.
  • the vaporization of the LNG in the vaporization circuit is produced by the heat supplied by the heater 24.
  • An idea underlying the invention is to provide an installation for supplying a fuel gas to a gas-consuming organ and to re-liquefying said fuel gas which does not have at least some of the disadvantages of the prior art.
  • Some aspects of the invention are based on the idea of using the liquid phase of the fuel gas as a refrigerant in a heat exchanger to cool and condense the gas from natural evaporation.
  • the invention provides an installation for supplying a fuel gas to a gas consuming and liquefying member of said fuel gas, the installation comprising:
  • a sealed and thermally insulating tank having an interior space intended to be filled with combustible gas in a diphasic liquid-vapor equilibrium state
  • a heat exchanger disposed at a position higher than the sealed and thermally insulating tank, the heat exchanger comprising a vaporization path and a condensation path separated in a sealed manner from one another by walls of heat exchange for transferring heat between a fluid contained in the condensation path and a fluid contained in the vaporization path, the vaporization path and the condensation path each having an inlet and an outlet,
  • the inlet of the condensation channel being connected to the sealed tank and thermally insulating by a vapor collecting circuit having an inlet opening into an upper portion of the interior space of the tank for taking a first vapor phase fuel gas stream into the interior space of the tank, the inlet of the channel condensation is arranged higher than the outlet of the condensation path,
  • the outlet of the condensation channel being connected to the interior space of the tank to transfer by gravity a liquid fraction of the first flow of combustible gas into the interior space of the tank, the liquid fraction of the first fuel gas stream being obtained by condensation in the condensation path,
  • the inlet of the vaporization path being connected to the sealed and thermally insulating tank by a liquid inlet circuit, the liquid inlet circuit comprising an inlet opening into a lower portion of the interior space of the vessel; for taking a second flow of liquid phase combustible gas into the interior of the vessel and a circulation pump for transferring the second liquid phase fuel gas stream to the vaporization path,
  • the outlet of the vaporization path being connected to a gas consuming member for transferring a vapor fraction from the second fuel gas stream to the gas consuming member, the vapor fraction of the second fuel gas stream being obtained by vaporization in the vaporization route.
  • such an installation may include one or more of the following features.
  • the outlet of the vaporization path is disposed lower than the inlet of the vaporization path.
  • both the first flow of combustible gas in the condensation path and the second flow of combustible gas in the vaporization path realize a downward movement, which favors the exploitation of gravity to maintain the circulation of these two flows.
  • this flow orientation makes it possible to carry out a co-current heat exchange between the liquid phase of the fuel gas used as a refrigerant and the gas resulting from natural evaporation to promote isothermal heat exchange by phase change.
  • the vaporization path is configured to flow the second fuel gas stream in the form of falling liquid films.
  • the vaporization path of the heat exchanger comprises a phase separation tank disposed at the bottom of the vaporization path, the phase separation tank having a bottom wall and a side wall extending upwardly from the bottom wall, the outlet of the vaporization path opening through the side wall of the phase separation tank at a position spaced above the bottom wall.
  • a purge circuit opens through the bottom wall of the phase separation tank to be able to evacuate a liquid phase from the gravity phase separation tank.
  • a purge circuit opens through the bottom wall of the phase separation tank to be able to evacuate a liquid phase from the gravity phase separation tank.
  • the vaporization path of the heat exchanger is placed at a vacuum, that is to say at a pressure lower than the pressure prevailing in the vapor phase of the sealed and thermally insulating vessel. It is thus possible to further force the vaporization of the fuel gas in the vaporization path, by the cumulative effect of the heat input in the condensation path and the depression in the vaporization path. In addition, since the depression moves the diphasic equilibrium temperature downward in the vaporization path, it is thus possible to increase the flow of heat transferred from the vapor phase in the condensation path to the gas located in the the vaporization route.
  • the absolute pressure in the vaporization path is greater than 120 mbar absolute. It is indeed preferable that the pressure inside the vaporization path is greater than the pressure corresponding to the triple point of the phase diagram of the methane so as to avoid solidification of the natural gas inside the vaporization pathway. .
  • the pressure in the vaporization path may in particular be between 500 mbar absolute and 980 mbar absolute.
  • the installation further comprises a vacuum pump or vacuum pump connected to the vaporization path for placing the vaporization path of the heat exchanger at a pressure lower than the pressure prevailing in the phase. vapor of the waterproof and thermally insulating tank
  • such a vacuum pump can be controlled according to a flow setpoint or a pressure setpoint.
  • Such flow or pressure setpoint may be predetermined or generated by the gas consuming member.
  • the installation may have one or more of the following characteristics:
  • the installation comprises a flow measurement sensor capable of delivering a signal representative of the flow rate of the vapor stream sucked through the inlet and discharged towards the gas-consuming member and a control device able to control the vacuum pump; as a function of the signal representative of the flow rate of the steam flow and a flow instruction generated by the gas consuming member.
  • the installation comprises a pressure sensor capable of delivering a signal representative of the pressure prevailing in the vaporization path and a control device able to control the vacuum pump as a function of the signal representative of the pressure and of a pressure reference.
  • connection between the outlet of the vaporization path and the gas consuming member may be direct or indirect, depending on the requirements of the consumer member.
  • the aforementioned vacuum pump is arranged between the outlet of the vaporization path and the gas-consuming member.
  • a compressor is arranged between the outlet of the vaporization path and the gas consuming member to provide a vapor phase gas stream at a pressure greater than the storage pressure in the vessel.
  • the heat exchanger comprises a sealed and thermally insulating envelope defining an interior space containing the condensation channel, the envelope being arranged above the sealed and thermally insulating tank and having a lower opening. communicating with the interior space of the sealed and thermally insulating tank and constituting the outlet of the condensation channel.
  • Such a sealed and thermally insulating envelope can be made in different ways, for example in one piece with a top wall of the tank or in the form of an assembly attached to the top wall of the tank.
  • a top wall of the sealed and thermally insulating tank has an opening connected to the lower opening of the casing, the casing further comprising a fixing flange arranged around the lower opening of the casing. envelope, the fastening flange being attached to the top wall of the sealed and thermally insulating vessel around the opening of the top wall.
  • the heat exchanger further comprises a collection pipe extending from the lower opening of the casing to near a top wall of the casing and having a lower end opening into the casing. the interior space of the tank and an upper end opening into the interior space of the casing, the collecting duct delimiting within the interior space of the casing an interior space of the collecting duct forming the vapor collection circuit and an outer space of the collecting duct forming the condensation path of the heat exchanger.
  • the heat exchanger and the vapor collection circuit can be made in an integrated form that is relatively compact and has a relatively small exchange surface with the external environment, which limits the heat fluxes that are likely to occur. increase natural evaporation.
  • the installation comprises a plurality of sealed and thermally insulating tanks having an internal space intended to be filled with the fuel gas in a two-phase equilibrium liquid-vapor state, said vapor collecting circuit being a collecting circuit common connecting the inlet of the condensation channel to each of said tanks to collect the gases from the evaporation in each of the tanks. It is thus possible to operate the heat exchanger jointly for a set of tanks.
  • the heat exchanger comprises:
  • an inlet distributor disposed in the interior space of the housing, the inlet manifold extending at the periphery of the manifold and having a bottom wall through which an upper end of each of the parallel tubes opens,
  • an inlet tube constituting the inlet of the vaporization path and extending through the casing between the outside of the casing and the inlet distributor, an outlet casing disposed in the outer space of the casing; a collecting pipe around the collecting pipe lower than the inlet chamber and having a top wall through which a lower end of each of the parallel tubes opens, and
  • the inlet distributor is disposed higher than the upper end of the collecting pipe.
  • the parallel tubes can extend on almost the same length as the collector pipe.
  • the tubes parallel to the collector pipe have heat exchange fins disposed on the outer surface of the tubes parallel to the collector pipe.
  • the invention also provides a method for supplying a fuel gas to a gas consuming and liquefying member of said fuel gas, by means of a aforementioned installation, comprising: -admitting a first flow vapor phase fuel gas at the inlet of the condensation channel from the upper portion of the interior space of the sealed and thermally insulating vessel through the vapor collecting circuit,
  • the first flow of combustible gas cooled by the heat exchange can flow by natural convection, ie by gravity, towards the interior space of the vessel, which favors the producing a suction in the vapor collecting circuit, thereby maintaining the first flow without additional mechanical work.
  • this method is implemented so as to vaporize all or almost all of the second fuel gas stream in the vaporization path.
  • the content of the most volatile compounds is substantially equal to that of the liquid phase of the gas stored in the tank.
  • the concentration of the most volatile compounds of the vaporized gas stream is therefore limited and substantially constant over time.
  • the vaporization of the liquefied gas can be carried out without the aid of an external heat source, as opposed to forced vaporization installations using a heat exchange with seawater, a intermediate fluid or combustion gases from the engine or specific burners.
  • the gas present in the upper portion of the interior space of the tank thus acts as a hot source for the stream to vaporize. Also, the installation allows both to produce a flow of steam and to cool and condense the vapor phase resulting from the natural evaporation present in the gaseous sky of the tank, so as to limit the natural evaporation.
  • the invention provides a ship comprising a plant mentioned above.
  • the invention also provides a method for loading or unloading such a vessel, in which fuel gas is conveyed through isolated pipes to or from a floating or land storage facility to or from the tank. waterproof and thermally insulating vessel.
  • the invention also provides a transfer system for a fuel gas, the system comprising the abovementioned vessel, isolated ducts arranged to connect the vessel installed in the hull of the vessel to a floating storage facility or and a pump for driving a combustible gas stream through the insulated pipelines from or to the floating or land storage facility to or from the vessel's sealed and thermally insulating vessel.
  • FIG. 1 is a schematic illustration of a fuel gas supply system of gas consuming organs and liquefaction of said fuel gas.
  • FIG. 2 is a half-perspective view and in longitudinal section of a heat exchanger used in installation of Figure 1.
  • FIG. 3 is a cross-sectional view of the heat exchanger of FIG. 2 along the line III-III.
  • FIG. 4 is an enlarged view of a heat exchange tube of the heat exchanger of Figure 2.
  • FIG. 5 is a view similar to Figure 1 showing another embodiment of the fuel gas supply system of gas consuming organs and liquefaction of said fuel gas.
  • FIG. 6 is a cutaway schematic representation of a vessel of a LNG carrier comprising such a facility and a loading / unloading terminal for this vessel.
  • combustion gas has a generic character and is intended indifferently a gas consisting of a single pure body or a gaseous mixture consisting of a plurality of components.
  • an installation 1 for, on the one hand, supplying fuel gas one or more gas consuming members and on the other hand, liquefying combustible gas is illustrated.
  • Such an installation 1 can be installed on the ground or on a floating structure.
  • the installation 1 may be intended for a liquefaction or regasification barge, for a liquefied natural gas transport vessel, such as an LNG carrier, or more generally for any equipped vessel. of a gas consuming organ.
  • the installation 1 illustrated in FIG. 1 comprises a steam outlet line 3 which can feed directly or indirectly different types of non-represented fuel gas consuming members, namely in particular a burner, an electric generator and / or a motor for the propulsion of a ship.
  • the energy production facility may include a boiler for steam production.
  • the steam may be for supplying steam turbines for power generation and / or for supplying a heating network of the ship.
  • Such an electric generator comprises, for example, a diesel / natural gas mixed feed heat engine, for example of DFDE technology for "Dual Fuel Diesel Electric” in English.
  • a heat engine can burn a mixture of diesel and natural gas or use either of these two fuels.
  • the natural gas supplying such a heat engine must have a pressure of the order of a few bars to a few tens of bars, for example the order of 6 to 8 bars absolute.
  • one or more compressors 4 may be provided on the steam outlet line 3.
  • Such an engine for the propulsion of the ship is, for example, a two-stroke low-speed twin-fuel engine technology "ME-GI", developed by the company MAN.
  • ME-GI two-stroke low-speed twin-fuel engine technology
  • Such an engine uses natural gas as a fuel and a small amount of pilot fuel that is injected before injection of natural gas to ignite.
  • the natural gas must be compressed beforehand at a high pressure of between 150 and 400 bar absolute, and more particularly between 250 and 300 bar absolute.
  • one or more compressors 4 may be provided on the steam outlet line 3.
  • the installation 1 comprises a vessel 2 sealed and thermally insulating.
  • the tank 2 is a membrane tank.
  • membrane vessels are described in patent applications WO 01 057221, FR 2691520 and FR 2877638.
  • Such membrane tanks are intended to store combustible gas at pressures substantially equal to atmospheric pressure or slightly higher.
  • the tank 2 may also be a self-supporting tank and may in particular have a parallelepipedal, prismatic, spherical, cylindrical or multi-lobic shape. Some types of tank 2 allow storage of the gas at pressures substantially greater than atmospheric pressure.
  • the tank 2 has an internal space 7 intended to be filled with combustible gas.
  • the fuel gas may in particular be a liquefied natural gas (LNG), that is to say a gaseous mixture comprising mainly methane and one or more other hydrocarbons, such as ethane, propane, n-butane. i-butane, n-pentane, i-pentane, neopentane, and nitrogen in a small proportion.
  • LNG liquefied natural gas
  • the fuel gas may also be ethane or a liquefied petroleum gas (LPG), that is to say a mixture of hydrocarbons from petroleum refining comprising mainly propane and butane.
  • LPG liquefied petroleum gas
  • the combustible gas is stored in the internal space 7 of the tank 2 in a two-phase equilibrium liquid-vapor state.
  • the gas is therefore present in the vapor phase, in the upper part 8 of the tank 2 and in the liquid phase in the lower part 9 of the tank 2. This stratification is obtained naturally because of the specific density of each phase.
  • the location of the liquid-vapor interface The equilibrium temperature of the liquefied natural gas corresponding to its two-phase liquid-vapor equilibrium state is about -162 ° C when stored at atmospheric pressure.
  • a heat exchanger 10 which jointly allows to re-liquefy vapor phase gas from natural evaporation in the upper part 8 of the tank 2 while forcing vapor of the gas in the liquid phase taken from the lower part 9 of the tank 2.
  • the heat exchanger 10 has an outer envelope 11 gas-tight, preferably thermally insulating, to limit the thermal flux entering from the environment, which is disposed above the top wall 5 of the tank 2, and whose inner space 12 is in communication with the upper part 8 of the tank 2 by at least two connections:
  • a steam collecting circuit 13 which opens at the top of the interior space 12, for supplying steam of the combustible gas at the top of the interior space 12,
  • a condensate return circuit 14 which opens at the bottom of the interior space 12, to collect by gravity the condensed combustible gas in the interior space 12 and bring it back towards the inside of the tank 2.
  • vapor collector circuit 13 and the condensate return circuit 14 pass through the top wall 5 of the tank 2, but other arrangements are possible, in particular for the condensate return circuit 14, for example by passing through the side wall 6 in the upper portion 8 of the tank 2.
  • the vapor collection circuit 13 may comprise several branches connected to several tanks to serve as a common manifold connecting a set of tanks to the condensation path of the heat exchanger 10. Valves, not shown, may be provided on each branch to keep the possibility of isolating the tanks between them in this case.
  • the condensate return circuit 14 could be connected to several tanks.
  • the heat exchanger 10 also has a vaporization circuit 15 which is arranged in the interior space 12, shown here in the form of a helical coil but whose shape may vary to a large extent.
  • the vaporization circuit 15 is supplied with fuel gas in the liquid phase from the lower part 9 of the tank 2 by a circulation pump 16 and an inlet pipe 17 joining the inlet of the vaporization circuit 15, passing through Sealing the outer shell 11.
  • the output of the vaporization circuit 15 is preferably located lower than the inlet of the vaporizer circuit 15. 15.
  • the condensation vapor consumption creates a permanent suction effect in the vapor collection circuit 13, as represented by the arrow 19. It is therefore generally not necessary to have a circulation pump in the vapor collecting circuit 13.
  • a vacuum pump 51 can be used, for example in place of the compressor 4.
  • the vacuum pump 51 must be a cryogenic pump, that is to say a pump capable of withstand cryogenic temperatures below -150 ° C. It must also comply with the ATEX regulations, that is to say designed to avoid any risk of explosion.
  • a pressure drop member for example an expansion valve 45, is placed at the inlet of the vaporization circuit 15, preferably inside the outer casing 11.
  • Figure 1 shows in broken line another possible arrangement of the steam collecting circuit, in the form of a collector pipe 113 disposed concentrically in the condensate return circuit 14 from the upper part 8 of the tank 2 to the top of the interior space 12.
  • the vapor phase gas inlet takes place from the inside of the the collector pipe 113, while the condensate return flows into the annular space around the collector pipe 113 in the condensate return circuit 14.
  • the operation is identical.
  • FIG. 1 illustrates a heat exchanger whose vaporization path is contained and bathed in the fluid of the condensation path
  • a reverse configuration is also possible, namely a condensation path contained and bathed in the fluid of the path Spraying.
  • Other configurations are still possible, for example with a heat exchanger in which the two channels have substantially the same volume.
  • the outer casing 111 has the general shape of a cylindrical bottle of vertical axis, returned with the neck down. More specifically, the main body delimiting the interior space 112 has a larger diameter than the condensate return tube 114.
  • the sealed and thermally insulating walls are here formed of two parallel layers of mutually spaced metal sheets, with a space evacuated between the two. Other forms of thermal insulation could be used.
  • the condensate return tube 114 has bellows to absorb the thermal contraction during temperature changes of the outer casing 111, especially at the time of its commissioning. It is terminated at its lower end by a fastening flange 21 for attachment to the top wall of the vessel 2.
  • the collecting duct 213 is concentrically disposed in the condensate return tube 114 from the end of the condensate return tube 114 and enters the interior space 112 over a large portion of its height.
  • the upper end of the collecting duct 213 is open and opens into the upper part of the interior space 112.
  • fasteners may be provided for bonding the collecting duct 213 to the outer casing 111.
  • fixing lugs 22 are provided here at the upper end of the collecting duct. 213 and attached to the vaporization circuit 115, itself attached to the outer casing 111.
  • the vaporization circuit 115 will now be described in more detail. It essentially comprises:
  • annular or toroidal inlet distributor 23 disposed at the top of the internal space 112,
  • an outlet casing 24 also of annular or toric shape disposed at the bottom of the interior space 112 around the collecting duct 213, and
  • finned tubes 25 extending parallel to the collecting duct 213, preferably vertically, between the inlet distributor 23 and the outlet casing 24.
  • the finned tubes 25 each have an upper end 27 opening into the annular chamber 26 of the inlet distributor 23 through the bottom wall thereof and a lower end 28 opening into the annular chamber 29 of the outlet housing 24. through the cover wall of it. They constitute the heat exchange walls of the heat exchanger 110, which make it possible to jointly perform the vaporization of the liquid phase flowing downwards in the finned tubes 25 and the condensation of the flowing gaseous phase. down in the interior space 112.
  • the finned tubes 25 are distributed throughout the internal space 112 all around the collecting duct 213, as partially shown in FIG. 3, in order to maximize the exchange surface between the two flows and to homogenize the heat transfers. .
  • FIG. 4 shows two embodiments of the finned tubes 25.
  • the tube body 30 is surrounded by disc-shaped fins 31 extending transversely to the tube body 30 and distributed in spaced apart fashion. over the entire length of the tube body 30.
  • the tube body 30 is surrounded by fins 32 in the form of rectangular or polygonal blades extending parallel to the tube body 30 over the entire length of the tube body 30 and distributed in a mutually spaced manner all around. of the tube body 30.
  • the fins are removed, which reduces the lateral size of each tube and therefore increase the number of tubes, to also obtain a high exchange surface.
  • the annular chamber 26 of the inlet distributor 23 has a square cross-section here and extends to the right of the finned tubes 25, thus to the periphery of the collecting duct 213. Moreover, a conical wall is arranged in the center of the distributor 23, with its top turned towards the upper end of the collecting duct 213 to close the center of the inlet distributor 23, and thus force the vapor phase to flow laterally towards the top of the finned tubes 25. leaving the collecting pipe 213.
  • An inlet tube 117 extends laterally from the annular chamber 26 to the outside of the outer casing 111. Sealed welds or not shown seals are provided around the inlet tube 117 at the the passage of the outer casing 111 to maintain the seal thereof.
  • the inlet tube 117 is connected to the circulation pump 16 by any suitable pipe, preferably provided with a thermal insulation.
  • the outlet casing 24 has a hollow toroidal shape around the collecting duct 213 and at a distance therefrom. Its bottom wall 33 is concave in order to form a phase separation tank which makes it possible to collect by gravity the non-vaporized part of the liquid phase gas flow injected from the inlet tube 117.
  • a purge pipe 34 opening at the bottom bottom wall 33 makes it possible to evacuate this liquid fraction, for example to reinject it into the tank 2.
  • an outlet tube 103 extends laterally from the annular chamber 29 to the outside of the envelope external 111. The outlet tube 103 opens into the annular chamber 29 above the concave bottom wall 33, in order to avoid collecting the liquid phase.
  • the filling level of the bottom wall 33 must be kept relatively low in order to prevent overflow of the liquid phase towards the outlet tube 103. Sealed welds or unrepresented seals are provided around the tube. exit 103 at the crossing the outer casing 111 to maintain the seal thereof.
  • the outlet tube 103 is connected to the fuel gas consumer members, directly or via other gas treatment equipment, for example compressor, heater, etc.
  • the latter relatively hot relative to the liquid phase in the lower part 9 of the tank 2, enters through the collecting pipe 213 and reaches the top of the heat exchanger 110.
  • the operation to obtain is that this film has lost all the components that can vaporize during the lapse of time between its entry into the chamber 26 and its arrival in the chamber 29, subject to the low volatility bodies that it is likely to contain and which will then arrive in the liquid phase on the bottom wall 33.
  • a valve 49 is preferably arranged on the purge pipe 34, to close the purge pipe 34 during normal operation of the installation and to open the purge pipe 34 intermittently to evacuate the heavy body-rich liquid fraction.
  • the evacuation of the liquid fraction can be caused either by injection of gas under pressure into the inlet tube 117, or by gravity under the sole effect of the hydrostatic pressure accumulated heavy bodies. This purge operation can be done even when the installation is in operation.
  • a valve 149 is used on the purge pipe 34 instead of the valve 49, to be able to close the purge pipe 34 if necessary and open the purge pipe 34 intermittently or continuously to evacuate the heavy body-rich liquid fraction. .
  • the evacuation of the liquid fraction can be caused by gravity when the valve is in the open position, under the sole effect of the hydrostatic pressure accumulated heavy bodies. This purge operation can also be done when the installation is in operation.
  • a pump outside the tank can be used to evacuate this remaining liquid fraction, intermittently or continuously.
  • a pump outside the tank can be used to evacuate this remaining liquid fraction, intermittently or continuously.
  • One of the advantages of this architecture is that the risk of saturation of the vaporization circuit 115 by the liquid phase is relatively limited: if the heat supplied by the vapor is insufficient to ensure the vaporization of the liquid, the remaining liquid phase can be evacuated as it arrives without interrupting the spraying process. This would not be the case with a boiler boiler fed from below and in which a liquid heel is boiled.
  • a second valve 52 is added to the purge pipe 34 upstream of the valve 149 to create a buffer volume 53 in the form of a pipe or reservoir.
  • the operation of the valves 52 and 149 is alternative: first the second valve 52 is opened to allow the buffer space 53 to fill with the heavy bodies. Then the second valve 52 is closed before opening the valve 149 to drain the buffer volume by gravity before closing the valve 149.
  • the opening of the valves 52 and 149 can be caused either by gas injection or by electrical control as for electro-valves.
  • the opening frequency of the valves 52 and 149 is directly related to the composition of the LNG, so more LNG has a large fraction of heavy compounds plus the opening frequency of the valves 52 and 149 is important.
  • the architecture of the heat exchanger 110 makes it possible to exchange heat with parallel currents or co-currents. In theory, this form of heat exchange has a lower efficiency than the countercurrent heat exchange. Indeed, in a bi-fluid heat exchanger, the two fluids enter the exchanger with a given temperature difference between the two fluids. If the heat exchange is done against the current, the outlet temperature of one of the fluids tends to the inlet temperature of the other and vice versa. On the other hand, in a co-current exchanger, the two fluids tend towards a mixing temperature.
  • the sensible heat fraction for passing this vapor at -160 ° C. is about 130 kJ / kg whereas the The latent heat required to condense it is 510 kJ / kg.
  • most of the heat transfer isothermal. It is the same for the liquid phase in the vaporization circuit 115.
  • FIG. 6 there is seen a cutaway view of a LNG tank 70 equipped with a fuel gas supply system of gas consuming organs and liquefaction of said fuel gas as described above.
  • Figure 6 shows a sealed and insulated tank 71 of generally prismatic shape mounted in the double hull 72 of the ship.
  • the wall of the tank 71 comprises a primary sealed barrier intended to be in contact with the LNG contained in the tank, a secondary sealed barrier arranged between the primary waterproof barrier and the double hull 72 of the ship, and two insulating barriers arranged respectively between the primary watertight barrier and the secondary watertight barrier and between the secondary watertight barrier and the double hull 72.
  • loading / unloading lines 73 arranged on the upper deck of the ship can be connected by appropriate connectors to a marine or port terminal to transfer a cargo of LNG to or from vessel 71.
  • FIG. 6 represents an example of a marine terminal comprising a loading and unloading station 75, an underwater pipe 76 and an onshore installation 77.
  • the loading and unloading station 75 is a fixed off-shore installation comprising an arm mobile 74 and a tower 78 which supports the movable arm 74.
  • the movable arm 74 carries a bundle of insulated flexible pipes 79 that can connect to the loading / unloading pipes 73.
  • the movable arm 74 can be adapted to all gauges of LNG carriers .
  • a connection pipe (not shown) extends inside the tower 78.
  • the loading and unloading station 75 enables the loading and unloading of the LNG tank 70 from or to the shore facility 77.
  • the underwater line 76 allows the transfer of the liquefied gas between the loading or unloading station 75 and the onshore installation 77 over a large distance, for example 5 km, which makes it possible to keep the tanker vessel 70 at great distance from the coast during the loading and unloading operations.
  • pumps on board the ship 70 and / or pumps equipping the shore installation 77 and / or pumps equipping the loading and unloading station 75 are used.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Geometry (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Feeding And Controlling Fuel (AREA)

Abstract

L'invention concerne une installation (1) comportant : - une cuve étanche et thermiquement isolante (2) destinée à être rempli de gaz combustible dans un état d'équilibre liquide-vapeur; - un échangeur de chaleur (10) disposé à une position plus haute que la cuve, l'échangeur de chaleur comprenant une voie de vaporisation (15) et une voie de condensation (12) séparées de manière étanche l'une de l'autre par des parois d'échange de chaleur, - l'entrée de la voie de condensation étant raccordée à un circuit collecteur de vapeur (13) débouchant dans une portion supérieure (8) de la cuve, - la sortie de la voie de condensation (14) étant raccordée à la cuve - l'entrée de la voie de vaporisation (15) étant raccordée à la cuve par un circuit d'entrée de liquide (17) comportant une admission débouchant dans une portion inférieure (9) de l'espace intérieur de la cuve pour prélever un flux de gaz combustible en phase liquide.

Description

Installation d'alimentation en gaz combustible d'un organe consommateur de gaz et de liquéfaction dudit gaz combustible
Domaine technique
L'invention se rapporte au domaine des installations de traitement d'un gaz combustible, par exemple du gaz naturel liquéfié (GNL).
L'invention vise plus particulièrement une installation visant, d'une part, à alimenter en gaz combustible un organe consommateur de gaz et, d'autre part, à liquéfier ledit gaz combustible.
Arrière-plan technologique
Le gaz naturel liquéfié est stocké dans des cuves étanches et thermiquement isolantes, dans un état d'équilibre diphasique liquide/vapeur, à des températures cryogéniques. Les barrières d'isolation thermique des cuves de stockage de gaz naturel liquéfié sont le siège d'un flux thermique tendant à réchauffer le contenu des cuves, ce qui se traduit par une évaporation du gaz naturel liquéfié. Le gaz issu de l'évaporation naturelle est généralement utilisé pour alimenter un organe consommateur de gaz afin de le valoriser. Ainsi, sur un navire méthanier par exemple, le gaz évaporé est utilisé pour alimenter le groupe motopropulseur permettant de propulser le navire ou les groupes électrogènes fournissant l'électricité nécessaire au fonctionnement des équipements de bord. Toutefois, si une telle pratique permet de valoriser le gaz issu de l'évaporation naturelle dans les cuves, elle ne permet pas de diminuer sa quantité.
De plus, lorsque le gaz combustible est constitué d'un mélange gazeux, la composition de la phase vapeur issue de l'évaporation naturelle est différente de celle de la phase liquide et a en outre tendance à varier dans le temps. En effet, la phase vapeur issue de l'évaporation naturelle présente naturellement une composition plus riche en composants les plus volatils, tels que l'azote pour le gaz naturel liquéfié, que la phase liquide. Or, il résulte de ces variations de composition que le pouvoir calorifique du gaz issu de l'évaporation naturelle comme celui du gaz liquéfié restant dans la cuve est variable au cours du temps lorsque l'évaporation naturelle prévaut. Or, l'alimentation d'un organe consommateur avec un gaz combustible dont la capacité calorifique subit d'importantes variations est susceptible d'entraîner une combustion imparfaite du gaz ainsi que des défauts de fonctionnement et un rendement variable de l'organe consommateur de gaz.
On connaît d'après US-A-2010170297 un dispositif de re-liquéfaction du gaz issu de I'évaporation naturelle dans une cuve de GNL. Ce dispositif comporte une unité d'échange de chaleur disposée au-dessus de la cuve de GNL pour condenser le gaz issu de I'évaporation naturelle par échange de chaleur avec un liquide réfrigérant secondaire te! que l'azote liquide. L'installation prévue pour produire, refroidir et liquéfier l'azote est consommatrice d'énergie.
JP0960799 décrit une installation de stockage de GNL avec un circuit de vaporisation du GNL et un circuit de recondensation du gaz issu de I'évaporation naturelle. La vaporisation du GNL dans le circuit de vaporisation est produite par la chaleur fournie par le réchauffeur 24.
Résumé
Une idée à la base de l'invention est de proposer une installation visant à alimenter en gaz combustible un organe consommateur de gaz et à re-liquéfier ledit gaz combustible qui ne présente pas au moins certains des inconvénients de l'art antérieur. Certains aspects de l'invention partent de l'idée d'utiliser la phase liquide du gaz combustible comme réfrigérant dans un échangeur de chaleur pour refroidir et condenser le gaz issu de I'évaporation naturelle.
Selon un mode de réalisation, l'invention fournit une installation d'alimentation en gaz combustible d'un organe consommateur de gaz et de liquéfaction dudit gaz combustible, l'installation comportant :
- une cuve étanche et thermiquement isolante comportant un espace intérieur destiné à être rempli de gaz combustible dans un état d'équilibre diphasique liquide- vapeur ;
- un échangeur de chaleur disposé à une position plus haute que la cuve étanche et thermiquement isolante, l'échangeur de chaleur comprenant une voie de vaporisation et une voie de condensation séparées de manière étanche l'une de l'autre par des parois d'échange de chaleur permettant de transférer de la chaleur entre un fluide contenu dans la voie de condensation et un fluide contenu dans la voie de vaporisation, la voie de vaporisation et la voie de condensation comportant chacune une entrée et une sortie,
- l'entrée de la voie de condensation étant raccordée à la cuve étanche et thermiquement isolante par un circuit collecteur de vapeur comportant une admission débouchant dans une portion supérieure de l'espace intérieur de la cuve pour prélever un premier flux de gaz combustible en phase vapeur dans l'espace intérieur de la cuve, l'entrée de la voie de condensation est disposée plus haut que la sortie de la voie de condensation,
- la sortie de la voie de condensation étant raccordée à l'espace intérieur de la cuve pour transférer par gravité une fraction liquide du premier flux de gaz combustible dans l'espace intérieur de la cuve, la fraction liquide du premier flux de gaz combustible étant obtenue par condensation dans la voie de condensation,
- l'entrée de la voie de vaporisation étant raccordée à la cuve étanche et thermiquement isolante par un circuit d'entrée de liquide, le circuit d'entrée de liquide comportant une admission débouchant dans une portion inférieure de l'espace intérieur de la cuve pour prélever un deuxième flux de gaz combustible en phase liquide dans l'espace intérieur de la cuve et une pompe de circulation pour transférer le deuxième flux de gaz combustible en phase liquide dans la voie de vaporisation,
- la sortie de la voie de vaporisation étant raccordée à un organe consommateur de gaz pour transférer une fraction vapeur du deuxième flux de gaz combustible vers l'organe consommateur de gaz, la fraction vapeur du deuxième flux de gaz combustible étant obtenue par vaporisation dans la voie de vaporisation.
Selon des modes de réalisation, une telle installation peut comporter une ou plusieurs des caractéristiques suivantes.
Selon un mode de réalisation, la sortie de la voie de vaporisation est disposée plus bas que l'entrée de la voie de vaporisation. Ainsi, à la fois le premier flux de gaz combustible dans la voie de condensation et le deuxième flux de gaz combustible dans la voie de vaporisation réalisent un mouvement descendant, ce qui favorise l'exploitation de la gravité pour entretenir la circulation de ces deux flux. Par ailleurs, cette orientation des flux permet de réaliser un échange de chaleur à co-courant entre la phase liquide du gaz combustible utilisée comme réfrigérant et le gaz issu de l'évaporation naturelle pour favoriser un échange de chaleur isotherme par changement de phase. De préférence dans ce cas, la voie de vaporisation est configurée pour écouler le deuxième flux de gaz combustible sous la forme de films liquides tombant. Selon un mode de réalisation, la voie de vaporisation de l'échangeur de chaleur comporte un bac de séparation de phases disposé au bas de la voie de vaporisation, le bac de séparation de phases comportant une paroi de fond et une paroi latérale s'étendant vers le haut depuis la paroi de fond, la sortie de la voie de vaporisation débouchant à travers la paroi latérale du bac de séparation de phases à une position espacée au-dessus de la paroi de fond. Grâce à un tel un bac de séparation de phases, il est facile de séparer par gravité la fraction vapeur issue du deuxième flux de gaz combustible de la fraction restée liquide.
Selon un mode de réalisation, un circuit de purge débouche à travers la paroi de fond du bac de séparation de phases pour pouvoir évacuer une phase liquide du bac de séparation de phases par gravité. Ainsi, dans le cas où une fraction non vaporisée du deuxième flux subsiste, par exemple composée des espèces chimiques les moins volatiles d'un mélange (corps lourds), une évacuation de cette fraction liquide est facilitée afin d'éviter de saturer ou d'obstruer la voie de vaporisation.
Selon un mode de réalisation, la voie de vaporisation de l'échangeur de chaleur est placée en dépression, c'est-à-dire à une pression inférieure à la pression régnant dans la phase vapeur de la cuve étanche et thermiquement isolante. Il est ainsi possible de forcer davantage la vaporisation du gaz combustible dans la voie de vaporisation, par l'effet cumulé de l'apport de chaleur dans la voie de condensation et de la dépression dans la voie de vaporisation. De plus, étant donné que la dépression déplace la température d'équilibre diphasique vers le bas dans la voie de vaporisation, il est ainsi possible d'augmenter le flux de chaleur transféré depuis la phase vapeur dans la voie de condensation vers le gaz situé dans la voie de vaporisation.
De préférence dans ce cas, la pression absolue dans la voie de vaporisation est supérieure à 120 mbars absolue. Il est en effet préférable que la pression à l'intérieur de la voie de vaporisation soit supérieure à la pression correspondant au point triple du diagramme de phase du méthane de sorte à éviter une solidification du gaz naturel à l'intérieur de la voie de vaporisation. La pression dans la voie de vaporisation peut notamment être comprise entre 500 mbars absolue et 980 mbars absolue. Selon un mode de réalisation correspondant, l'installation comporte en outre une pompe à vide ou pompe à dépression reliée à la voie de vaporisation pour placer la voie de vaporisation de l'échangeur de chaleur à une pression inférieure à la pression régnant dans la phase vapeur de la cuve étanche et thermiquement isolante
Selon des modes de réalisation, une telle pompe à vide peut être commandée en fonction d'une consigne de débit ou d'une consigne de pression. Une telle consigne de débit ou de pression peut être prédéterminée ou générée par l'organe consommateur de gaz.
Selon des modes de réalisation correspondants, l'installation peut présenter une ou plusieurs des caractéristiques suivantes :
- l'installation comporte un capteur de mesure de débit apte à délivrer un signal représentatif du débit du flux de vapeur aspiré à travers l'admission et refoulé vers l'organe consommateur de gaz et un dispositif de commande apte à commander la pompe à vide en fonction du signal représentatif du débit du flux de vapeur et d'une consigne de débit générée par l'organe consommateur de gaz. l'installation comporte un capteur de pression apte à délivrer un signal représentatif de la pression régnant dans la voie de vaporisation et un dispositif de commande apte à commander la pompe à vide en fonction du signal représentatif de la pression et d'une consigne de pression.
La liaison entre la sortie de la voie de vaporisation et l'organe consommateur de gaz peut être directe ou indirecte, selon les exigences de l'organe consommateur. Selon un mode de réalisation, la pompe à vide précitée est agencée entre la sortie de la voie de vaporisation et l'organe consommateur de gaz. Selon un autre mode de réalisation, un compresseur est agencé entre la sortie de la voie de vaporisation et l'organe consommateur de gaz pour fournir un flux de gaz en phase vapeur à une pression supérieure à la pression de stockage dans la cuve.
Selon un mode de réalisation, l'échangeur de chaleur comporte une enveloppe étanche et thermiquement isolante délimitant un espace intérieur contenant la voie de condensation, l'enveloppe étant agencée au-dessus de la cuve étanche et thermiquement isolante et comportant une ouverture inférieure communiquant avec l'espace intérieur de la cuve étanche et thermiquement isolante et constituant la sortie de la voie de condensation.
Une telle enveloppe étanche et thermiquement isolante peut être réalisée de différentes manières, par exemple d'un seul tenant avec une paroi de sommet de la cuve ou bien sous la forme d'un ensemble rapporté à la paroi de sommet de la cuve.
Selon un mode de réalisation, une paroi de sommet de la cuve étanche et thermiquement isolante présente une ouverture reliée à l'ouverture inférieure de l'enveloppe, l'enveloppe comportant en outre une bride de fixation agencée autour de l'ouverture inférieure de l'enveloppe, la bride de fixation étant attachée à la paroi de sommet de la cuve étanche et thermiquement isolante autour de l'ouverture de la paroi de sommet.
De préférence dans ce cas, l'échangeur de chaleur comporte en outre un canalisation collectrice s'étendant depuis l'ouverture inférieure de l'enveloppe jusqu'à proximité d'une paroi de sommet de l'enveloppe et présentant une extrémité inférieure débouchant dans l'espace intérieur de la cuve et une extrémité supérieure débouchant dans l'espace intérieur de l'enveloppe, la canalisation collectrice délimitant au sein de l'espace intérieur de l'enveloppe un espace intérieur de la canalisation collectrice formant le circuit collecteur de vapeur et un espace extérieur de la canalisation collectrice formant la voie de condensation de l'échangeur de chaleur.
Grâce à ces caractéristiques, l'échangeur de chaleur et le circuit collecteur de vapeur peuvent être réalisés sous une forme intégrée relativement peu encombrante et présentant une surface d'échange relativement réduite avec l'environnement extérieur, ce qui limite les flux thermiques susceptibles d'augmenter l'évaporation naturelle.
Selon un autre mode de réalisation, l'installation comporte une pluralité de cuves étanches et thermiquement isolantes comportant un espace intérieur destiné à être rempli du gaz combustible dans un état d'équilibre diphasique liquide-vapeur, ledit circuit collecteur de vapeur étant un circuit collecteur commun raccordant l'entrée de la voie de condensation à chacune desdites cuves pour collecter les gaz issus de l'évaporation dans chacune des cuves. Il est ainsi possible d'exploiter l'échangeur de chaleur conjointement pour un ensemble de cuves. Selon un mode de réalisation correspondant, l'échangeur de chaleur comporte :
une pluralité de tubes parallèles à la canalisation collectrice disposés dans l'espace extérieur de la canalisation collectrice autour de la canalisation collectrice, les tubes parallèles constituant lesdites parois d'échange de chaleur de l'échangeur de chaleur,
un distributeur d'entrée disposé dans l'espace intérieur de l'enveloppe, le distributeur d'entrée s'étendant à la périphérie de la canalisation collectrice et présentant une paroi de fond à travers laquelle débouche une extrémité supérieure de chacun des tubes parallèles,
un tube d'entrée constituant l'entrée de la voie de vaporisation et s'étendant à travers l'enveloppe entre l'extérieur de l'enveloppe et le distributeur d'entrée, un carter de sortie disposé dans l'espace extérieur de la canalisation collectrice autour de la canalisation collectrice plus bas que la chambre d'entrée et présentant une paroi de sommet à travers laquelle débouche une extrémité inférieure de chacun des tubes parallèles, et
un tube de sortie constituant la sortie de la voie de vaporisation et s'étendant à travers l'enveloppe entre le carter de sortie et l'extérieur de l'enveloppe.
Afin de maximiser le rendement de l'échangeur de chaleur, il est en effet souhaitable de réaliser le contact thermique entre la voie de vaporisation et la voie de condensation sur la plus grande hauteur possible de l'enveloppe externe. Avantageusement, le distributeur d'entrée est disposé plus haut que l'extrémité supérieure de la canalisation collectrice. Ainsi les tubes parallèles peuvent s'étendre sur quasiment la même longueur que la canalisation collectrice.
Selon un mode de réalisation, les tubes parallèles à la canalisation collectrice présentent des ailettes d'échange de chaleur disposées sur la surface extérieure des tubes parallèles à la canalisation collectrice.
Selon un mode de réalisation, l'invention fournit aussi un procédé d'alimentation en gaz combustible d'un organe consommateur de gaz et de liquéfaction dudit gaz combustible, à l'aide d'une installation précitée, comportant : -admettre un premier flux de gaz combustible en phase vapeur à l'entrée de la voie de condensation depuis la portion supérieure de l'espace intérieur de la cuve étanche et thermiquement isolante à travers le circuit collecteur de vapeur,
- transférer un deuxième flux de gaz combustible en phase liquide depuis la portion inférieure de l'espace intérieur de la cuve jusqu'à l'entrée de la voie de vaporisation à l'aide de la pompe de circulation,
- réaliser un échange de chaleur entre le premier flux de gaz combustible dans la voie de condensation et le deuxième flux de gaz combustible dans la voie de vaporisation, de manière à vaporiser au moins une fraction du deuxième flux de gaz combustible, initialement en phase liquide, dans la voie de vaporisation en condensant au moins une fraction du premier flux de gaz combustible, initialement en phase vapeur, dans la voie de condensation,
- transférer par gravité la fraction liquide du premier flux de gaz combustible depuis la sortie de la voie de condensation jusqu'à l'espace intérieur de la cuve, et
- transférer la fraction vapeur du deuxième flux de gaz combustible depuis la sortie de la voie de vaporisation vers l'organe consommateur de gaz.
Grâce à l'orientation descendante de la voie de condensation, le premier flux de gaz combustible refroidi par l'échange de chaleur peut s'écouler par convection naturelle, i.e. par gravité, vers l'espace intérieur de la cuve, ce qui favorise la production d'une aspiration dans le circuit collecteur de vapeur, pour ainsi entretenir le premier flux sans travail mécanique supplémentaire.
De préférence, ce procédé est mis en œuvre de manière à vaporiser la totalité ou quasi-totalité du deuxième flux de gaz combustible dans la voie de vaporisation. Ainsi, en produisant la phase vapeur par vaporisation forcée d'un flux de liquide prélevé dans la portion inférieure de la cuve, la teneur en composés les plus volatils est sensiblement égale à celle de la phase liquide du gaz stocké dans la cuve. La concentration en composés les plus volatils du flux de gaz vaporisé est donc limitée et sensiblement constante dans le temps.
En outre, grâce à une telle installation, la vaporisation du gaz liquéfié peut être réalisée sans l'aide d'une source de chaleur extérieure, par opposition aux installations de vaporisation forcée utilisant un échange de chaleur avec de l'eau de mer, un liquide intermédiaire ou des gaz de combustion issus de la motorisation ou de brûleurs spécifiques.
Le gaz présent dans la portion supérieure de l'espace intérieur de la cuve joue ainsi le rôle de source chaude pour le flux à vaporiser. Aussi, l'installation permet à la fois de produire un flux de vapeur et de refroidir et de condenser la phase vapeur issue de l'évaporation naturelle présente dans le ciel gazeux de la cuve, de sorte à limiter l'évaporation naturelle.
Selon un mode de réalisation, l'invention fournit un navire comportant une installation précitée.
Selon un mode de réalisation, l'invention fournit aussi un procédé de chargement ou déchargement d'un tel navire, dans lequel on achemine du gaz combustible à travers des canalisations isolées depuis ou vers une installation de stockage flottante ou terrestre vers ou depuis la cuve étanche et thermiquement isolante du navire.
Selon un mode de réalisation, l'invention fournit aussi un système de transfert pour un gaz combustible, le système comportant le navire précité, des canalisations isolées agencées de manière à relier la cuve installée dans la coque du navire à une installation de stockage flottante ou terrestre et une pompe pour entraîner un flux de gaz combustible à travers les canalisations isolées depuis ou vers l'installation de stockage flottante ou terrestre vers ou depuis la cuve étanche et thermiquement isolante du navire.
Brève description des figures
L'invention sera mieux comprise, et d'autres buts, détails, caractéristiques et avantages de celle-ci apparaîtront plus clairement au cours de la description suivante de plusieurs modes de réalisation particuliers de l'invention, donnés uniquement à titre illustratif et non limitatif, en référence aux dessins annexés.
- La figure 1 est une illustration schématique d'une installation d'alimentation en gaz combustible d'organes consommateurs de gaz et de liquéfaction dudit gaz combustible.
- La figure 2 est une demi-vue en perspective et en coupe longitudinale d'un échangeur de chaleur utilisable dans installation de la figure 1.
- La figure 3 est une vue en coupe transversale de l'échangeur de chaleur de la figure 2 selon la ligne lll-lll.
- La figure 4 est une vue agrandie d'un tube d'échange de chaleur de l'échangeur de chaleur de la figure 2. - La figure 5 est une vue analogue à la figure 1 montrant un autre mode de réalisation de l'installation d'alimentation en gaz combustible d'organes consommateurs de gaz et de liquéfaction dudit gaz combustible.
- La figure 6 est une représentation schématique écorchée d'une cuve de navire méthanier comportant une telle installation et d'un terminal de chargement/déchargement de cette cuve.
Description détaillée de modes de réalisation
Dans la description et les revendications, le terme « gaz combustible » présente un caractère générique et vise indifféremment un gaz constitué d'un seul corps pur ou un mélange gazeux constitué d'une pluralité de composants.
Sur la figure 1 , une installation 1 visant, d'une part, à alimenter en gaz combustible un ou plusieurs organes consommateurs de gaz et, d'autre part, à liquéfier du gaz combustible est illustrée. Une telle installation 1 peut être installée à terre ou sur un ouvrage flottant. Dans le cas d'un ouvrage flottant, l'installation 1 peut être destinée à une barge de liquéfaction ou de regazéification, à un navire de transport de gaz naturel liquéfié, tel qu'un méthanier, ou plus généralement être destinée à tout navire équipé d'un organe consommateur de gaz.
L'installation 1 illustrée sur la figure 1 comporte une ligne de sortie de vapeur 3 qui peut alimenter directement ou indirectement différents types d'organes consommateur de gaz combustible non représentés, à savoir notamment un brûleur, un générateur électrique et/ou un moteur pour la propulsion d'un navire.
Un tel brûleur est intégré à une installation de production d'énergie. L'installation de production d'énergie peut notamment comporter une chaudière de production de vapeur. La vapeur peut être destinée à alimenter des turbines à vapeur pour la production d'énergie et/ou à alimenter un réseau de chauffage du navire.
Un tel générateur électrique comporte par exemple un moteur thermique à alimentation mixte diesel/gaz naturel, par exemple de technologie DFDE pour « Dual Fuel Diesel Electric » en langue anglaise. Un tel moteur thermique peut brûler un mélange de diesel et de gaz naturel ou utiliser l'un ou l'autre de ces deux combustibles. Le gaz naturel alimentant un tel moteur thermique doit présenter une pression de l'ordre de quelques bars à quelques dizaines de bars, par exemple de l'ordre de 6 à 8 bars absolus. Pour cela, un ou plusieurs compresseurs 4 peuvent être prévus sur la ligne de sortie de vapeur 3.
Un tel moteur pour la propulsion du navire est, par exemple, un moteur basse vitesse deux temps bi-carburant de technologie « ME-GI », développé par la société MAN. Un tel moteur utilise du gaz naturel comme combustible et une petite quantité de carburant pilote qui est injectée avant l'injection du gaz naturel afin qu'il s'enflamme. Pour alimenter un tel moteur, le gaz naturel doit préalablement être comprimé sous une haute pression comprise entre 150 et 400 bars absolus, et plus particulièrement entre 250 et 300 bars absolus. Pour cela, un ou plusieurs compresseurs 4 peuvent être prévus sur la ligne de sortie de vapeur 3.
L'installation 1 comporte une cuve 2 étanche et thermiquement isolante. Selon un mode de réalisation, la cuve 2 est une cuve à membranes. A titre d'exemple, de telles cuves à membranes sont décrites dans les demandes de brevet W01 057221 , FR2691520 et FR2877638. De telles cuves à membranes sont destinées à stocker du gaz combustible à des pressions sensiblement égales à la pression atmosphérique ou légèrement supérieures. Selon d'autres modes de réalisation alternatifs, la cuve 2 peut également être une cuve autoporteuse et peut notamment présenter une forme parallélépipédique, prismatique, sphérique, cylindrique ou multi-lobique. Certains types de cuve 2 permettent un stockage du gaz à des pressions sensiblement supérieures à la pression atmosphérique.
La cuve 2 comporte un espace interne 7 destiné à être rempli de gaz combustible. Le gaz combustible peut notamment être un gaz naturel liquéfié (GNL), c'est-à-dire un mélange gazeux comportant majoritairement du méthane ainsi qu'un ou plusieurs autres hydrocarbures, tels que l'éthane, le propane, le n-butane, le i- butane, le n-pentane le i-pentane, le néopentane, et de l'azote en faible proportion. Le gaz combustible peut également être de l'éthane ou un gaz de pétrole liquéfié (GPL), c'est-à-dire un mélange d'hydrocarbures issu du raffinage du pétrole comportant essentiellement du propane et du butane.
Le gaz combustible est stocké dans l'espace interne 7 de la cuve 2 dans un état d'équilibre diphasique liquide-vapeur. Le gaz est donc présent en phase vapeur, dans la partie supérieure 8 de la cuve 2 et en phase liquide dans la partie inférieure 9 de la cuve 2. Cette stratification est obtenue naturellement du fait de la densité spécifique de chaque phase. La localisation de l'interface liquide-vapeur dépend naturellement du niveau de remplissage de la cuve 2. La température d'équilibre du gaz naturel liquéfié correspondant à son état d'équilibre diphasique liquide-vapeur est d'environ -162°C lorsqu'il est stocké à pression atmosphérique.
Au-dessus de la paroi de sommet 5 de la cuve 2, on a représenté un échangeur de chaleur 10 qui permet conjointement de re-liquéfier du gaz en phase vapeur provenant d'évaporation naturelle dans la partie supérieure 8 de la cuve 2 tout en vaporisant de manière forcée du gaz en phase liquide prélevé dans la partie inférieure 9 de la cuve 2.
Pour cela, l'échangeur de chaleur 10 présente une enveloppe externe 11 étanche au gaz, de préférence thermiquement isolante pour limiter le flux thermique entrant depuis l'environnement, qui est disposée au-dessus de la paroi de sommet 5 de la cuve 2, et dont l'espace intérieur 12 est en communication avec la partie supérieure 8 de !a cuve 2 par au moins deux liaisons :
un circuit collecteur de vapeur 13 qui débouche au niveau du sommet de l'espace intérieur 12, pour amener de la vapeur du gaz combustible en haut de l'espace intérieur 12,
un circuit de retour de condensât 14 qui débouche en bas de l'espace intérieur 12, pour collecter par gravité le gaz combustible condensé dans l'espace intérieur 12 et le ramener vers l'intérieur de la cuve 2. Sur la figure 1 , le circuit collecteur de vapeur 13 et le circuit de retour de condensât 14 traversent la paroi de sommet 5 de la cuve 2, mais d'autres agencements sont possibles, notamment pour le circuit de retour de condensât 14, par exemple en traversant la paroi latérale 6 dans la portion supérieure 8 de la cuve 2.
Comme esquissé au chiffre 50, le circuit collecteur de vapeur 13 peut comporter plusieurs branches reliées à plusieurs cuves pour servir de collecteur commun reliant un ensemble de cuves à la voie de condensation de l'échangeur de chaleur 10. Des vannes, non représentées, peuvent être prévues sur chaque branche pour conserver la possibilité d'isoler les cuves entre elles dans ce cas.
De la même manière, le circuit de retour de condensât 14 pourrait être relié à plusieurs cuves. Pour prélever de la chaleur dans l'espace intérieur 12, l'échangeur de chaleur 10 présente aussi un circuit de vaporisation 15 qui est agencé dans l'espace intérieur 12, représenté ici sous la forme d'un serpentin hélicoïdal mais dont la forme peut varier dans une large mesure. Le circuit de vaporisation 15 est alimenté en gaz combustible en phase liquide à partir de la partie inférieure 9 de la cuve 2 par une pompe de circulation 16 et un tuyau d'entrée 17 rejoignant l'entrée du circuit de vaporisation 15 en traversant de manière étanche l'enveloppe externe 11. En prélevant la chaleur latente du gaz combustible en phase vapeur se trouvant dans l'espace intérieur 12, le gaz en phase liquide circulant dans le circuit de vaporisation 15 se vaporise et la phase vapeur ainsi formée s'écoule vers la ligne de sortie 3, qui est raccordée à la sortie du circuit de vaporisation 15 en traversant de manière étanche l'enveloppe externe 11. Pour cela, la sortie du circuit de vaporisation 15 est de préférence située plus bas que l'entrée du circuit de vaporisation 15. Ainsi, à la fois le flux de gaz en cours de vaporisation dans le circuit de vaporisation 15 et le flux de gaz en cours de condensation dans l'espace intérieur 12 ont un mouvement descendant, l'un sous l'effet de la pompe de circulation, l'autre uniquement sous l'effet de la gravité et de la différence de densité entre les phases liquide et vapeur.
Etant donné que la phase liquide est beaucoup plus dense que la phase vapeur, la consommation de vapeur par condensation crée un effet d'aspiration permanent dans le circuit collecteur de vapeur 13, comme représenté par la flèche 19. Il n'est donc généralement pas nécessaire de disposer une pompe de circulation dans le circuit collecteur de vapeur 13.
Afin de forcer davantage la vaporisation du gaz combustible en phase liquide circulant dans le circuit de vaporisation 15, il est possible de placer ce dernier sous dépression. Pour cela, comme représenté sur la figure 5, une pompe à vide 51 peut être employée, par exemple à la place du compresseur 4. La pompe à vide 51 doit être une pompe cryogénique, c'est-à-dire une pompe apte à supporter des températures cryogéniques inférieures à -150 °C. Elle doit en outre être conforme à la réglementation ATEX, c'est-à-dire conçue afin d'écarter tout risque d'explosion. En outre, un organe de perte de charge, par exemple une vanne d'expansion 45, est placé à l'entrée du circuit de vaporisation 15, de préférence à l'intérieur de l'enveloppe externe 11.
La figure 1 représente en trait interrompu une autre disposition possible du circuit collecteur de vapeur, sous la forme d'une canalisation collectrice 113 disposée de manière concentrique dans le circuit de retour de condensât 14 depuis la partie supérieure 8 de la cuve 2 jusqu'au sommet de l'espace intérieur 12. Dans ce cas l'admission de gaz en phase vapeur a lieu par l'intérieur de la canalisation collectrice 113, tandis que le retour de condensât s'écoule dans l'espace annulaire autour de la canalisation collectrice 113 dans le circuit de retour de condensât 14. Pour le reste, le fonctionnement est identique.
Bien que la figure 1 illustre un échangeur de chaleur dont la voie de vaporisation est contenue et baignée dans le fluide de la voie de condensation, une configuration inverse est aussi possible, à savoir une voie de condensation contenue et baignée dans le fluide de la voie de vaporisation. D'autres configurations sont encore possible, par exemple avec un échangeur de chaleur dans lequel les deux voies ont sensiblement le même volume.
En référence aux figures 2 à 4, on va maintenant décrite un autre mode de réalisation de l'échangeur de chaleur. Les éléments analogues ou identiques à ceux de la figure 1 portent le même chiffre de référence augmenté de 100.
Sur la figure 2, l'enveloppe externe 111 présente la forme générale d'une bouteille cylindrique d'axe vertical, retournée avec le goulot vers le bas. Plus précisément, le corps principal délimitant l'espace intérieur 112 présente un plus grand diamètre que le tube de retour de condensât 114.
Les parois étanches et thermiquement isolantes sont ici formées de deux couches parallèles de tôles métalliques mutuellement espacées, avec un espace mis sous vide entre les deux. D'autres formes d'isolation thermique pourraient être utilisées.
Le tube de retour de condensât 114 présente des soufflets pour absorber la contraction thermique lors des changements de température de l'enveloppe externe 111 , notamment au moment de sa mise en service. Il est terminé à son extrémité inférieure par une bride de fixation 21 pour la fixation sur la paroi de sommet de la cuve 2.
La canalisation collectrice 213 est disposée de manière concentrique dans le tube de retour de condensât 114 depuis l'extrémité du tube de retour de condensât 114 et pénètre dans l'espace intérieur 112 sur une grande partie de sa hauteur. L'extrémité supérieure de la canalisation collectrice 213 est ouverte et débouche dans la partie supérieure de l'espace intérieur 112. Pour garantir la tenue mécanique de la canalisation collectrice 213 dans cette position, des organes de fixation peuvent être prévus pour lier la canalisation collectrice 213 à l'enveloppe externe 111. Par exemple, des pattes de fixations 22 sont ici prévues à l'extrémité supérieure de la canalisation collectrice 213 et attachées au circuit de vaporisation 115, lui-même fixé à l'enveloppe externe 111.
Le circuit de vaporisation 115 va maintenant être décrit plus en détails. Il comporte essentiellement :
- un distributeur d'entrée 23 de forme annulaire ou torique disposé au sommet de l'espace intérieur 112,
- un carter de sortie 24 également de forme annulaire ou torique disposé au bas de l'espace intérieur 112 autour de la canalisation collectrice 213, et
- un grand nombre de tubes à ailettes 25 s'étendant parallèlement à la canalisation collectrice 213, de préférence verticalement, entre le distributeur d'entrée 23 et le carter de sortie 24.
Les tubes à ailettes 25 ont chacun une extrémité supérieure 27 débouchant dans la chambre annulaire 26 du distributeur d'entrée 23 à travers la paroi de fond de celui-ci et une extrémité inférieure 28 débouchant dans la chambre annulaire 29 du carter de sortie 24 à travers la paroi de couverture de celui-ci. Ils constituent les parois d'échange de chaleur de l'échangeur de chaleur 110, qui permettent de réaliser conjointement la vaporisation de la phase liquide s'écoulant vers le bas dans les tubes à ailettes 25 et la condensation de la phase gazeuse s'écoulant vers le bas dans l'espace intérieur 112.
Les tubes à ailettes 25 sont distribués dans tout l'espace intérieur 112 tout autour de la canalisation collectrice 213, comme partiellement représenté sur la figure 3, afin de maximiser la surface d'échange entre les deux flux et d'homogénéiser les transferts de chaleur.
La figure 4 représente deux modes de réalisation des tubes à ailettes 25. Sur la vue de droite, le corps de tube 30 est entouré d'ailettes 31 en forme de disques s'étendant transversalement au corps de tube 30 et distribuées de manière mutuellement espacée sur toute la longueur du corps de tube 30. Sur la vue de gauche, le corps de tube 30 est entouré d'ailettes 32 en forme de lames rectangulaires ou polygonales s'étendant parallèlement au corps de tube 30 sur toute la longueur du corps de tube 30 et distribuées de manière mutuellement espacée tout autour du corps de tube 30.
Dans une variante non représentée, les ailettes sont supprimées, ce qui permet de diminuer l'encombrement latéral de chaque tube et donc d'augmenter le nombre de tubes, pour obtenir également une surface d'échange élevée.
La chambre annulaire 26 du distributeur d'entrée 23 présente ici une section transversale carrée et s'étend au droit des tubes à ailettes 25, donc à la périphérie de la canalisation collectrice 213. Par ailleurs, une paroi conique est disposée au centre du distributeur d'entrée 23, avec son sommet tourné vers l'extrémité supérieure de la canalisation collectrice 213 pour obturer le centre du distributeur d'entrée 23, et ainsi forcer la phase vapeur à s'écouler latéralement vers le sommet des tubes à ailettes 25 en sortant la canalisation collectrice 213.
Un tube d'entrée 117 s'étend latéralement depuis la chambre annulaire 26 jusqu'à l'extérieur de l'enveloppe externe 111. Des soudures étanches ou des joints d'étanchéité non représentés sont prévus autour du tube d'entrée 117 au niveau de la traversée de l'enveloppe externe 111 pour conserver l'étanchéité de celle-ci. Le tube d'entrée 117 est relié à la pompe de circulation 16 par toute canalisation adaptée, de préférence munie d'une isolation thermique.
Le carter de sortie 24 présente une forme torique creuse autour de la canalisation collectrice 213 et à distance de celle-ci. Sa paroi de fond 33 est concave afin de former un bac de séparation de phases qui permet de collecter par gravité la partie non vaporisée du flux de gaz en phase liquide injecté depuis le tube d'entrée 117. Un tuyau de purge 34 débouchant au bas de paroi de fond 33 permet d'évacuer cette fraction liquide, par exemple pour la réinjecter dans la cuve 2. Par ailleurs, un tube de sortie 103 s'étend latéralement depuis la chambre annulaire 29 jusqu'à l'extérieur de l'enveloppe externe 111. Le tube de sortie 103 débouche dans la chambre annulaire 29 au-dessus de la paroi de fond 33 concave, afin d'éviter de collecter la phase liquide. En pratique, le niveau de remplissage de la paroi de fond 33 doit être maintenu relativement bas pour éviter un débordement de la phase liquide vers le tube de sortie 103. Des soudures étanches ou des joints d'étanchéité non représentés sont prévus autour du tube de sortie 103 au niveau de la traversée de l'enveloppe externe 111 pour conserver l'étanchéité de celle-ci. Le tube de sortie 103 est relié aux organes de consommateur de gaz combustible, directement ou via d'autres équipements de traitement du gaz, par exemple, compresseur, réchauffeur, etc.
En fonctionnement, le fait que la phase vapeur collectée dans la partie supérieure 8 de la cuve 2 soit canalisée en haut de l'échangeur de chaleur 110 par la canalisation collectrice 213, assure d'une part que l'échangeur de chaleur 110 travaille sur sensiblement toute sa hauteur et d'autre part qu'un mouvement de convection/pompage par condensation est assuré sur la phase vapeur. Cette dernière, relativement chaude par rapport à la phase liquide se trouvant dans la partie inférieure 9 de la cuve 2, rentre par la canalisation collectrice 213 et arrive au sommet de l'échangeur de chaleur 110. Elle rentre alors en contact avec les surfaces d'échange de chaleur du circuit de vaporisation, à savoir les tubes 25, se refroidit, ce qui crée un premier effet d'aspiration par contraction thermique de la vapeur, puis change d'état en cédant sa chaleur latente de vaporisation pour former des gouttelettes qui descendent alors par gravité jusqu'à la paroi de fond 35 concave de l'enveloppe externe 111 , ce qui crée un second effet d'aspiration. Il est ainsi possible de se passer d'organes de pompage actifs pour entraîner la circulation de la phase vapeur.
Dans le circuit de vaporisation 115, l'architecture représentée ici avec une entrée en haut et une sortie en bas utilise une technique de film tombant le fonctionnement à obtenir est que ce film ait perdu tous les composants pouvant vaporiser durant le laps de temps entre son entrée dans la chambre 26 et son arrivée dans la chambre 29, sous réserve des corps peu volatils qu'il est susceptible de contenir et qui arriveront alors en phase liquide sur la paroi de fond 33.
Un clapet 49 est agencé de préférence sur le tuyau de purge 34, pour fermer le tuyau de purge 34 pendant le fonctionnement normal de l'installation et ouvrir le tuyau de purge 34 de façon intermittente pour évacuer la fraction liquide riche en corps lourds. L'évacuation de la fraction liquide peut être provoquée soit par injection de gaz sous pression dans le tube d'entrée 117, soit par gravité sous le seul effet de la pression hydrostatique des corps lourds accumulés. Cette opération de purge peut ainsi se faire même lorsque l'installation est en fonctionnement. Alternativement, une vanne 149 est employée sur le tuyau de purge 34 au lieu du clapet 49, pour pouvoir fermer le tuyau de purge 34 si nécessaire et ouvrir le tuyau de purge 34 de façon intermittente ou continue pour évacuer la fraction liquide riche en corps lourds. L'évacuation de la fraction liquide peut être provoquée par gravité lorsque la vanne est en position ouverte, sous le seul effet de la pression hydrostatique des corps lourds accumulés. Cette opération de purge peut aussi se faire lorsque l'installation est en fonctionnement.
Alternativement, une pompe extérieure à la cuve, non représentée, peut être utilisée pour évacuer cette fraction liquide restante, de manière intermittente ou continue. L'un des avantages de cette architecture est que le risque de saturation du circuit de vaporisation 115 par la phase liquide est relativement limité : si la chaleur amenée par la vapeur est insuffisante à assurer la vaporisation du liquide, la phase liquide restante peut être évacuée à mesure qu'elle arrive sans interrompre le procédé de vaporisation. Ceci ne serait pas le cas avec un récipient bouilleur alimenté par le bas et dans lequel un talon liquide est mis en ébullition.
Comme à la figure 5, il est possible de forcer davantage la vaporisation du gaz combustible en phase liquide arrivant dans le circuit de vaporisation 115 en plaçant ce dernier sous dépression. Le dispositif de purge et son fonctionnement seront modifiés dans ce cas.
Lorsque le circuit de vaporisation 115 est placé en dépression, on ajoute une seconde vanne 52 sur le tuyau de purge 34 en amont de la vanne 149 afin de créer un volume tampon 53 pouvant prendre la forme d'un tuyau ou d'un réservoir. Le fonctionnement des vannes 52 et 149 est alternatif : on commence par ouvrir la seconde vanne 52 pour laisser l'espace tampon 53 se remplir des corps lourds. Puis on referme la seconde vanne 52 avant d'ouvrir la vanne 149 pour vidanger le volume tampon par gravité avant de refermer la vanne 149. L'ouverture des vannes 52 et 149 peut être provoquée soit par injection de gaz soit par pilotage électrique comme pour des électro-vannes.
La fréquence d'ouverture des vannes 52 et 149 est directement liée à la composition du GNL, ainsi plus le GNL comporte une fraction importante de composés lourds plus la fréquence d'ouverture des vannes 52 et 149 est importante. L'architecture de l'échangeur de chaleur 110 permet de réaliser un échange de chaleur à courants parallèles ou co-courants. En théorie, cette forme d'échange thermique présente une efficacité moindre que l'échange thermique à contre-courant. En effet, dans un échangeur de chaleur bi-fluide, les deux fluides rentrent dans l'échangeur avec un écart de température donné entre les deux fluides. Si l'échange thermique est fait à contre-courant, la température de sortie d'un des fluides tend vers la température d'entrée de l'autre et réciproquement. En revanche, dans un échangeur à co-courant, les deux fluides tendent vers une température de mélange.
Ces considérations ne sont pas un obstacle au bon fonctionnement de l'échangeur de chaleur 110 qui est utilisé comme un évapo-condenseur. En effet, la part de chaleur sensible dans les échanges thermiques en cause est minoritaire, et la majorité du transfert thermique est réalisée de manière isotherme par changement de phase.
A titre d'illustration, si la phase vapeur du gaz combustible rentre à -100°C dans la canalisation collectrice 213, la part de chaleur sensible pour faire passer cette vapeur à -160°C est d'environ 130kJ/kg alors que la chaleur latente nécessaire à la condenser est de 510kJ/kg. Ainsi, la majorité du transfert thermique est isotherme. Il en est de même pour la phase liquide dans le circuit de vaporisation 115.
En référence à la figure 6, on observe une vue écorchée d'un navire méthanier 70 équipée d'une installation d'alimentation en gaz combustible d'organes consommateurs de gaz et de liquéfaction dudit gaz combustible telle que décrite ci-dessus. La figure 6 montre une cuve étanche et isolée 71 de forme générale prismatique montée dans la double coque 72 du navire. La paroi de la cuve 71 comporte une barrière étanche primaire destinée à être en contact avec le GNL contenu dans la cuve, une barrière étanche secondaire agencée entre la barrière étanche primaire et la double coque 72 du navire, et deux barrières isolante agencées respectivement entre la barrière étanche primaire et la barrière étanche secondaire et entre la barrière étanche secondaire et la double coque 72.
De manière connue en soi, des canalisations de chargement/déchargement 73 disposées sur le pont supérieur du navire peuvent être raccordées, au moyen de connecteurs appropriées, à un terminal maritime ou portuaire pour transférer une cargaison de GNL depuis ou vers la cuve 71.
La figure 6 représente un exemple de terminal maritime comportant un poste de chargement et de déchargement 75, une conduite sous-marine 76 et une installation à terre 77. Le poste de chargement et de déchargement 75 est une installation fixe off-shore comportant un bras mobile 74 et une tour 78 qui supporte le bras mobile 74. Le bras mobile 74 porte un faisceau de tuyaux flexibles isolés 79 pouvant se connecter aux canalisations de chargement/déchargement 73. Le bras mobile 74 orientable s'adapte à tous les gabarits de méthaniers. Une conduite de liaison non représentée s'étend à l'intérieur de la tour 78. Le poste de chargement et de déchargement 75 permet le chargement et le déchargement du méthanier 70 depuis ou vers l'installation à terre 77. Celle-ci comporte des cuves de stockage de gaz liquéfié 80 et des conduites de liaison 81 reliées par la conduite sous-marine 76 au poste de chargement ou de déchargement 75. La conduite sous-marine 76 permet le transfert du gaz liquéfié entre le poste de chargement ou de déchargement 75 et l'installation à terre 77 sur une grande distance, par exemple 5 km, ce qui permet de garder le navire méthanier 70 à grande distance de la côte pendant les opérations de chargement et de déchargement.
Pour engendrer la pression nécessaire au transfert du gaz liquéfié, on met en oeuvre des pompes embarquées dans le navire 70 et/ou des pompes équipant l'installation à terre 77 et/ou des pompes équipant le poste de chargement et de déchargement 75.
Bien que l'invention ait été décrite en liaison avec plusieurs modes de réalisation particuliers, il est bien évident qu'elle n'y est nullement limitée et qu'elle comprend tous les équivalents techniques des moyens décrits ainsi que leurs combinaisons si celles-ci entrent dans le cadre de l'invention.
L'usage du verbe « comporter », « comprendre » ou « inclure » et de ses formes conjuguées n'exclut pas la présence d'autres éléments ou d'autres étapes que ceux énoncés dans une revendication.
Dans les revendications, tout signe de référence entre parenthèses ne saurait être interprété comme une limitation de la revendication.

Claims

REVENDICATIONS
1. Installation d'alimentation en gaz combustible d'un organe consommateur de gaz et de liquéfaction dudit gaz combustible, l'installation (1) comportant :
- une cuve étanche et thermiquement isolante (2) comportant un espace intérieur (7) destiné à être rempli de gaz combustible dans un état d'équilibre diphasique liquide- vapeur ;
- un échangeur de chaleur (10, 110) disposé à une position plus haute que la cuve étanche et thermiquement isolante, l'échangeur de chaleur comprenant une voie de vaporisation (15, 115) et une voie de condensation (12, 112) séparées de manière étanche l'une de l'autre par des parois d'échange de chaleur permettant de transférer de la chaleur entre un fluide contenu dans la voie de condensation et un fluide contenu dans la voie de vaporisation, la voie de vaporisation et la voie de condensation comportant chacune une entrée et une sortie,
- l'entrée de la voie de condensation étant raccordée à la cuve étanche et thermiquement isolante par un circuit collecteur de vapeur (13, 113, 213) comportant une admission débouchant dans une portion supérieure (8) de l'espace intérieur de la cuve pour prélever un premier flux (19) de gaz combustible en phase vapeur dans l'espace intérieur de la cuve, l'entrée de la voie de condensation est disposée plus haut que la sortie de la voie de condensation,
- la sortie de la voie de condensation (14, 114) étant raccordée à l'espace intérieur de la cuve pour transférer par gravité une fraction liquide du premier flux de gaz combustible dans l'espace intérieur de la cuve, la fraction liquide du premier flux de gaz combustible étant obtenue par condensation dans la voie de condensation,
- l'entrée de la voie de vaporisation (15, 115) étant raccordée à la cuve étanche et thermiquement isolante par un circuit d'entrée de liquide (17, 117), le circuit d'entrée de liquide comportant une admission débouchant dans une portion inférieure (9) de l'espace intérieur de la cuve pour prélever un deuxième flux de gaz combustible en phase liquide dans l'espace intérieur de la cuve et une pompe de circulation (16) pour transférer le deuxième flux de gaz combustible en phase liquide dans la voie de vaporisation,
- une pompe à vide (51) reliée à la voie de vaporisation (15, 115) pour placer la voie de vaporisation de l'échangeur de chaleur à une pression inférieure à la pression régnant dans la phase vapeur de la cuve étanche et thermiquement isolante, - la sortie de la voie de vaporisation (3, 103) étant raccordée à un organe consommateur de gaz pour transférer une fraction vapeur du deuxième flux de gaz combustible vers l'organe consommateur de gaz, la fraction vapeur du deuxième flux de gaz combustible étant obtenue, en fonctionnement, par vaporisation du gaz combustible dans la voie de vaporisation placée à la pression inférieure à la pression régnant dans la phase vapeur de la cuve étanche et thermiquement isolante .
2. Installation selon la revendication 1 , dans laquelle la pompe à vide (51) est agencée entre la sortie de la voie de vaporisation et l'organe consommateur de gaz.
3. Installation selon la revendication 1 , dans laquelle la sortie de la voie de vaporisation (15, 115) est disposée plus bas que l'entrée de la voie de vaporisation.
4. Installation selon la revendication 3, dans laquelle la voie de vaporisation de l'échangeur de chaleur comporte un bac de séparation de phases (33) disposé au bas de îa voie de vaporisation, le bac de séparation de phases comportant une paroi de fond et une paroi latérale s'étendant vers le haut depuis la paroi de fond, la sortie de la voie de vaporisation (103) débouchant à travers la paroi latérale du bac de séparation de phases à une position espacée au-dessus de la paroi de fond. de purge (34) débouchant à travers la paroi de fond du bac de séparation de phases pour pouvoir évacuer une phase liquide du bac de séparation de phases par gravité.
6. Installation selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, comportant en outre un compresseur (4) agencé entre la sortie de la voie de vaporisation et l'organe consommateur de gaz.
7. Installation selon l'une quelconque des revendications 1 à 6, dans laquelle l'échangeur de chaleur comporte une enveloppe étanche et thermiquement isolante (11 , 111) délimitant un espace intérieur (12, 112) contenant la voie de condensation, l'enveloppe étant agencée au-dessus de la cuve étanche et thermiquement isolante et comportant une ouverture inférieure (14, 114) communiquant avec l'espace intérieur de la cuve étanche et thermiquement isolante et constituant la sortie de la voie de condensation.
8. Installation selon la revendication 7, dans laquelle une paroi de sommet (5) de la cuve étanche et thermiquement isolante présente une ouverture reliée à l'ouverture inférieure de l'enveloppe, l'enveloppe comportant en outre une bride de fixation (21) agencée autour de l'ouverture inférieure de l'enveloppe, la bride de fixation étant attachée à la paroi de sommet de la cuve étanche et thermiquement isolante autour de l'ouverture de la paroi de sommet.
9. Installation selon la revendication 8, dans laquelle l'échangeur de chaleur comporte en outre un canalisation collectrice (113, 213) s'étendant depuis l'ouverture inférieure de l'enveloppe jusqu'à proximité d'une paroi de sommet de l'enveloppe (11 , 111) et présentant une extrémité inférieure débouchant dans l'espace intérieur de la cuve et une extrémité supérieure débouchant dans l'espace intérieur (12, 112) de l'enveloppe, la canalisation collectrice délimitant au sein de l'espace intérieur de l'enveloppe un espace intérieur de la canalisation collectrice formant le circuit collecteur de vapeur et un espace extérieur de la canalisation collectrice formant la voie de condensation de l'échangeur de chaleur.
10. Installation selon la revendication 9, dans laquelle l'échangeur de chaleur comporte :
une pluralité de tubes (55) parallèles à la canalisation collectrice disposés dans l'espace extérieur de la canalisation collectrice autour de la canalisation collectrice, les tubes parallèles constituant lesdites parois d'échange de chaleur de l'échangeur de chaleur,
un distributeur d'entrée (23) disposé dans l'espace intérieur de l'enveloppe, le distributeur d'entrée s'étendant à la périphérie de la canalisation collectrice et présentant une paroi de fond à travers laquelle débouche une extrémité supérieure de chacun des tubes parallèles,
un tube d'entrée (117) constituant l'entrée de la voie de vaporisation et s'étendant à travers l'enveloppe entre l'extérieur de l'enveloppe et le distributeur d'entrée, un carter de sortie (24) disposé dans l'espace extérieur de la canalisation collectrice autour de la canalisation collectrice plus bas que la chambre d'entrée et présentant une paroi de sommet à travers laquelle débouche une extrémité inférieure de chacun des tubes parallèles, et un tube de sortie (103) constituant la sortie de la voie de vaporisation et s'étendant à travers l'enveloppe entre le carter de sortie et l'extérieur de l'enveloppe.
11. Installation selon la revendication 10, dans laquelle le distributeur d'entrée (23) est disposé plus haut que l'extrémité supérieure de la canalisation collectrice (213).
12. Installation selon la revendication 11 , dans laquelle les tubes (25) parallèles à la canalisation collectrice présentent des ailettes d'échange de chaleur (31 , 32) disposées sur la surface extérieure des tubes parallèles à la canalisation collectrice (213).
13. Installation selon l'une quelconque des revendications 1 à 12, comportant en outre une pluralité de cuves étanches et thermiquement isolantes comportant un espace intérieur destiné à être rempli du gaz combustible dans un état d'équilibre diphasique liquide-vapeur, ledit circuit collecteur de vapeur (13) étant un circuit collecteur commun raccordant l'entrée de la voie de condensation à chacune desdites cuves pour collecter les gaz issus de l'évaporation dans chacune des cuves.
14. Procédé d'alimentation en gaz combustible d'un organe consommateur de gaz et de liquéfaction dudit gaz combustible, à l'aide d'une installation selon l'une quelconque des revendications 1 à 12, comportant :
-admettre un premier flux de gaz combustible en phase vapeur (19) à l'entrée de la de la cuve étanche et thermiquement isolante à travers le circuit collecteur de vapeur,
- transférer un deuxième flux de gaz combustible en phase liquide depuis la portion inférieure de l'espace intérieur de la cuve jusqu'à l'entrée de la voie de vaporisation (15, 115) à l'aide de la pompe de circulation (16),
- placer la voie de vaporisation de l'échangeur de chaleur à une pression inférieure à la pression régnant dans la phase vapeur de la cuve étanche et thermiquement isolante
- réaliser un échange de chaleur entre le premier flux de gaz combustible dans la voie de condensation et le deuxième flux de gaz combustible dans la voie de vaporisation, de manière à vaporiser au moins une fraction du deuxième flux de gaz combustible dans la voie de vaporisation placée à la pression inférieure à la pression régnant dans la phase vapeur de la cuve étanche et thermiquement isolante en condensant au moins une fraction du premier flux de gaz combustible dans la voie de condensation,
- transférer par gravité la fraction liquide du premier flux de gaz combustible depuis la sortie de la voie de condensation (14, 114) jusqu'à l'espace intérieur de la cuve, et
- transférer la fraction vapeur du deuxième flux de gaz combustible depuis la sortie de la voie de vaporisation vers l'organe consommateur de gaz.
15. Navire (70) comportant une installation (1) selon l'une quelconque des revendications 1 à 12.
16. Procédé de chargement ou déchargement d'un navire (70) selon la revendication 15, dans lequel on achemine du gaz combustible à travers des canalisations isolées (73, 79, 76, 81) depuis ou vers une installation de stockage flottante ou terrestre (77) vers ou depuis la cuve étanche et thermiquement isolante du navire (71).
17. Système de transfert pour un gaz combustible, le système comportant un navire (70) selon la revendication 15, des canalisations isolées (73, 79, 76, 81) agencées de manière à relier la cuve (71) installée dans la coque du navire à une installation de stockage flottante ou terrestre (77) et une pompe pour entraîner du gaz combustible à travers les canalisations isolées depuis ou vers l'installation de stockage flottante ou terrestre vers ou depuis la cuve étanche et thermiquement isolante du navire (71).
PCT/FR2017/050657 2016-03-22 2017-03-21 Installation d'alimentation en gaz combustible d'un organe consommateur de gaz et de liquefaction dudit gaz combustible WO2017162977A1 (fr)

Priority Applications (7)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020187029561A KR102302436B1 (ko) 2016-03-22 2017-03-21 가스 소비 부재에 가연 가스를 공급하고 상기 가연 가스를 액화하기 위한 설비
PL17716958T PL3433530T3 (pl) 2016-03-22 2017-03-21 Instalacja zasilająca gazem palnym człon zużywający gaz i skraplająca wspomniany gaz palny
SG11201808311PA SG11201808311PA (en) 2016-03-22 2017-03-21 Installation for feeding a gas-consuming member with combustible gas and for liquefying said combustible gas
EP17716958.8A EP3433530B1 (fr) 2016-03-22 2017-03-21 Installation d'alimentation en gaz combustible d'un organe consommateur de gaz et de liquefaction dudit gaz combustible
JP2018549451A JP6942143B2 (ja) 2016-03-22 2017-03-21 ガスを消費する部材に燃料ガスを供給し、前記燃料ガスを液化するための設備
CN201780019561.8A CN109154421B (zh) 2016-03-22 2017-03-21 用于向消耗气体的构件供给可燃气体并用于液化所述可燃气体的装置
ES17716958T ES2802601T3 (es) 2016-03-22 2017-03-21 Instalación para suministro de gas combustible a un componente consumidor de gas y para licuar dicho gas combustible

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR1652456A FR3049331B1 (fr) 2016-03-22 2016-03-22 Installation d'alimentation en gaz combustible d'un organe consommateur de gaz et de liquefaction dudit gaz combustible
FR1652456 2016-03-22

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2017162977A1 true WO2017162977A1 (fr) 2017-09-28

Family

ID=56069112

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/FR2017/050657 WO2017162977A1 (fr) 2016-03-22 2017-03-21 Installation d'alimentation en gaz combustible d'un organe consommateur de gaz et de liquefaction dudit gaz combustible

Country Status (9)

Country Link
EP (1) EP3433530B1 (fr)
JP (1) JP6942143B2 (fr)
KR (1) KR102302436B1 (fr)
CN (1) CN109154421B (fr)
ES (1) ES2802601T3 (fr)
FR (1) FR3049331B1 (fr)
PL (1) PL3433530T3 (fr)
SG (1) SG11201808311PA (fr)
WO (1) WO2017162977A1 (fr)

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112469624A (zh) * 2018-01-25 2021-03-09 韩国造船海洋株式会社 挥发性有机化合物处理系统和船舶
WO2022069833A1 (fr) * 2020-10-02 2022-04-07 Gaztransport Et Technigaz Système d'alimentation en gaz pour appareils consommateurs de gaz à haute et basse pression
FR3114797A1 (fr) * 2020-10-02 2022-04-08 Gaztransport Et Technigaz Système d’alimentation en gaz pour appareils consommateurs de gaz à haute et basse pression
FR3119420A1 (fr) * 2021-01-29 2022-08-05 Safran Ensemble pour turbomachine
US11649928B2 (en) 2017-11-22 2023-05-16 Bennamann Services Ltd Liquid methane storage and fuel delivery system
RU2801211C2 (ru) * 2019-03-15 2023-08-03 Газтранспорт Эт Технигаз Система управления давлением в резервуаре для сжиженного природного газа

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR3093785B1 (fr) 2019-03-15 2021-06-04 Gaztransport Et Technigaz Système de contrôle de pression dans une cuve de gaz naturel liquéfié.
FR3108167B1 (fr) * 2020-03-11 2022-02-11 Gaztransport Et Technigaz Système de traitement d’un gaz naturel issu d’une cuve d’un ouvrage flottant configuré pour alimenter en gaz naturel en tant que carburant un appareil consommateur de gaz naturel
FR3112720B1 (fr) * 2020-07-27 2022-09-02 Valeo Systemes Thermiques Module de refroidissement pour véhicule automobile électrique ou hybride
WO2023107062A2 (fr) * 2021-12-06 2023-06-15 Aygaz Dogal Gaz Toptan Satis A.S. Station de remplissage de gnl mobile à double réservoir et son procédé de remplissage
FR3130928B1 (fr) * 2021-12-22 2024-07-05 Faurecia Systemes Dechappement Dispositif de stockage et d’alimentation en hydrogène et ensemble correspondant

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2691520A1 (fr) 1992-05-20 1993-11-26 Technigaz Ste Nle Structure préfabriquée de formation de parois étanches et thermiquement isolantes pour enceinte de confinement d'un fluide à très basse température.
JPH0960799A (ja) 1995-08-25 1997-03-04 Kobe Steel Ltd 複数成分をもつ低温液体及びそのボイルオフガスの処理装置
FR2877638A1 (fr) 2004-11-10 2006-05-12 Gaz Transp Et Technigaz Soc Pa Cuve etanche et thermiquement isolee a elements calorifuges resistants a la compression
KR20100021774A (ko) * 2008-08-18 2010-02-26 에스티엑스조선해양 주식회사 선박 및 부유식 설비의 연료가스 공급장치 및 공급방법
US20100170297A1 (en) 2008-02-27 2010-07-08 Masaru Oka Liquefied gas reliquefier, liquefied-gas storage facility and liquefied-gas transport ship including the same, and liquefied-gas reliquefaction method
WO2014057221A2 (fr) 2012-10-09 2014-04-17 Gaztransport Et Technigaz Cuve étanche et thermiquement isolante comportant une membrane métallique ondulée selon des plis orthogonaux

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS5481303A (en) * 1977-12-12 1979-06-28 Chiyoda Chem Eng & Constr Co Ltd Heating of liquefied petroleum gas and equipment for the same
JP2912862B2 (ja) * 1995-10-11 1999-06-28 カグラインベスト株式会社 液化ガスの流出防止弁
CN1105288C (zh) * 1995-10-11 2003-04-09 卡古拉因贝斯特株式会社 液体石油气的热交换装置
EP1789739B1 (fr) * 2004-09-14 2020-03-04 Exxonmobil Upstream Research Company Procede d'extraction de l'ethane a partir de gaz naturel liquefie
CN200999962Y (zh) * 2007-01-04 2008-01-02 刘凤国 液化气残液汽化装置
JP2010043708A (ja) * 2008-08-13 2010-02-25 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 地域エネルギー供給システム
FR2993643B1 (fr) * 2012-07-17 2014-08-22 Saipem Sa Procede de liquefaction de gaz naturel avec changement de phase
CN103994325B (zh) * 2014-05-05 2016-06-01 中国寰球工程公司 气液相分流回收的节能型低温液态乙烯气化工艺系统

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2691520A1 (fr) 1992-05-20 1993-11-26 Technigaz Ste Nle Structure préfabriquée de formation de parois étanches et thermiquement isolantes pour enceinte de confinement d'un fluide à très basse température.
JPH0960799A (ja) 1995-08-25 1997-03-04 Kobe Steel Ltd 複数成分をもつ低温液体及びそのボイルオフガスの処理装置
JP3591927B2 (ja) * 1995-08-25 2004-11-24 株式会社神戸製鋼所 複数成分をもつ低温液体及びそのボイルオフガスの処理装置
FR2877638A1 (fr) 2004-11-10 2006-05-12 Gaz Transp Et Technigaz Soc Pa Cuve etanche et thermiquement isolee a elements calorifuges resistants a la compression
US20100170297A1 (en) 2008-02-27 2010-07-08 Masaru Oka Liquefied gas reliquefier, liquefied-gas storage facility and liquefied-gas transport ship including the same, and liquefied-gas reliquefaction method
KR20100021774A (ko) * 2008-08-18 2010-02-26 에스티엑스조선해양 주식회사 선박 및 부유식 설비의 연료가스 공급장치 및 공급방법
WO2014057221A2 (fr) 2012-10-09 2014-04-17 Gaztransport Et Technigaz Cuve étanche et thermiquement isolante comportant une membrane métallique ondulée selon des plis orthogonaux

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11649928B2 (en) 2017-11-22 2023-05-16 Bennamann Services Ltd Liquid methane storage and fuel delivery system
CN112469624A (zh) * 2018-01-25 2021-03-09 韩国造船海洋株式会社 挥发性有机化合物处理系统和船舶
CN112469624B (zh) * 2018-01-25 2023-11-03 韩国造船海洋株式会社 挥发性有机化合物处理系统和船舶
RU2801211C2 (ru) * 2019-03-15 2023-08-03 Газтранспорт Эт Технигаз Система управления давлением в резервуаре для сжиженного природного газа
WO2022069833A1 (fr) * 2020-10-02 2022-04-07 Gaztransport Et Technigaz Système d'alimentation en gaz pour appareils consommateurs de gaz à haute et basse pression
FR3114797A1 (fr) * 2020-10-02 2022-04-08 Gaztransport Et Technigaz Système d’alimentation en gaz pour appareils consommateurs de gaz à haute et basse pression
FR3119420A1 (fr) * 2021-01-29 2022-08-05 Safran Ensemble pour turbomachine

Also Published As

Publication number Publication date
ES2802601T3 (es) 2021-01-20
CN109154421B (zh) 2020-12-04
JP2019512651A (ja) 2019-05-16
EP3433530B1 (fr) 2020-04-22
CN109154421A (zh) 2019-01-04
KR102302436B1 (ko) 2021-09-16
PL3433530T3 (pl) 2020-10-19
JP6942143B2 (ja) 2021-09-29
FR3049331A1 (fr) 2017-09-29
SG11201808311PA (en) 2018-10-30
KR20180133859A (ko) 2018-12-17
EP3433530A1 (fr) 2019-01-30
FR3049331B1 (fr) 2018-09-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP3433530B1 (fr) Installation d'alimentation en gaz combustible d'un organe consommateur de gaz et de liquefaction dudit gaz combustible
EP3218639B1 (fr) Dispositif et procede de refroidissement d'un gaz liquefie
EP3329172B1 (fr) Procédé de pilotage d'un dispositif de pompage raccorde à une barrière thermiquement isolante d'une cuve de stockage d'un gaz liquéfié
EP3271635B1 (fr) Procédé de refroidissement d'un gaz liquéfié
EP3743651A1 (fr) Procede et systeme de traitement de gaz d'une installation de stockage de gaz pour un navire de transport de gaz
FR3089282A1 (fr) Systeme de traitement de gaz d’un terminal de reception equipe d’une unite de regazeification et procede de traitement de gaz correspondant
EP2984386B1 (fr) Systeme perfectionne de traitement et d'acheminement de gaz naturel comportant un circuit de chauffage de la cuve
EP4281718A1 (fr) Système d'alimentation en gaz pour appareils consommateurs de gaz à haute et basse pression
FR3124830A1 (fr) Système d’alimentation en gaz pour appareils consommateurs de gaz à haute et basse pression
WO2021032925A1 (fr) Système de traitement de gaz contenu dans une cuve de stockage et/ou de transport de gaz à l'état liquide et à l'état gazeux équipant un navire
EP4062046A1 (fr) Système d'alimentation en gaz d'au moins un appareil consommateur de gaz équipant un navire
WO2023222926A1 (fr) Dôme gaz et cuve étanche et thermiquement isolante comportant un tel dôme gaz
WO2022122982A1 (fr) Procédés de mise sous gaz et d'essais gaz dans une installation de stockage de gaz liquéfié
WO2022234206A1 (fr) Ouvrage flottant comprenant un système d'alimentation d'un consommateur en un carburant préparé à partir de gaz naturel liquéfié ou d'un mélange de méthane et d'un alcane comportant au moins deux atomes de carbone
EP4431792A1 (fr) Système d'alimentation en gaz pour appareils consommateurs de gaz à haute et basse pression
FR3122706A1 (fr) Système d’alimentation d’un consommateur configuré pour être alimenté en un carburant préparé à partir d’un gaz issu de l’évaporation d’un liquide cryogénique comprenant au moins du méthane
WO2024084154A1 (fr) Procede de gestion d'un fluide sous forme liquide contenu dans une cuve
EP4222366A1 (fr) Système d'alimentation en gaz pour appareils consommateurs de gaz à haute et basse pression
FR3116507A1 (fr) Système d’alimentation en gaz d’au moins un appareil consommateur de gaz équipant un navire
FR3082278A1 (fr) Dispositif d'alimentation en fluide et/ou d'evacuation de fluide pour une cuve de stockage de gaz liquefie

Legal Events

Date Code Title Description
ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2018549451

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 11201808311P

Country of ref document: SG

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 20187029561

Country of ref document: KR

Kind code of ref document: A

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2017716958

Country of ref document: EP

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2017716958

Country of ref document: EP

Effective date: 20181022

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 17716958

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1