WO2019145342A1 - Procede et systeme de traitement de gaz d'une installation de stockage de gaz pour un navire de transport de gaz - Google Patents

Procede et systeme de traitement de gaz d'une installation de stockage de gaz pour un navire de transport de gaz Download PDF

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WO2019145342A1
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Pavel BORISEVICH
Bernard Aoun
Martin BUISSART
Bruno DELETRÉ
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Gaztransport Et Technigaz
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    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0337—Heat exchange with the fluid by cooling
    • F17C2227/0358—Heat exchange with the fluid by cooling by expansion
    • F17C2227/036—"Joule-Thompson" effect
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    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0367—Localisation of heat exchange
    • F17C2227/0388—Localisation of heat exchange separate
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    • 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
    • F17C2250/00—Accessories; Control means; Indicating, measuring or monitoring of parameters
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    • F17C2265/032—Treating the boil-off by recovery
    • F17C2265/036—Treating the boil-off by recovery with heating
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    • F17C2265/03—Treating the boil-off
    • F17C2265/032—Treating the boil-off by recovery
    • F17C2265/037—Treating the boil-off by recovery with pressurising
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    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/06—Fluid distribution
    • F17C2265/066—Fluid distribution for feeding engines for propulsion
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    • F17C2265/07—Generating electrical power as side effect
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    • 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
    • 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
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/62—Liquefied natural gas [LNG]; Natural gas liquids [NGL]; Liquefied petroleum gas [LPG]
    • 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
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    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/64—Propane or propylene
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    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
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    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/66—Butane or mixed butanes
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    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
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    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/30—Compression of the feed stream
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    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/34—Details about subcooling of liquids
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    • 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
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T70/00—Maritime or waterways transport
    • Y02T70/50—Measures to reduce greenhouse gas emissions related to the propulsion system

Definitions

  • the invention relates to a method and a system for the treatment of gas of a gas storage facility, in particular on board a ship, such as a liquefied gas transport vessel whose installation operates on gas from the cargo. stored on the ship.
  • liquefied gas liquefied natural gas
  • LPG liquefied petroleum gas
  • SOx sulfur oxides
  • NOx nitrogen oxide
  • Liquefied natural gas vapors are used to power the aforementioned power generation facility.
  • means such as a pump immersed in the tank are actuated to provide more fuel gas after evaporation.
  • forced The forced evaporation is carried out in particular from hot water which is heated by oil or a gas burner. All the cold of liquefied natural gas is lost during this operation.
  • the excess gas is usually burned in a gas combustion unit, which represents a loss of cargo.
  • the improvement of liquefied natural gas reservoirs is such that the rates of natural evaporation (BOR - acronym for Boil-Off Failed) of liquefied gases are becoming lower. Also, the machines of a ship are more and more powerful. This has the consequence, in each of the first and second cases mentioned above, that the difference is very large between the amount of natural gas produced by evaporation and that required by the installation of a ship.
  • liquefied petroleum gases With regard to liquefied petroleum gases, the natural evaporation of the gases is inevitable and occurs, for example, during loading operations in their storage tanks, ship travel or tank cooling following exchanges of heat between the tanks. and the external environment.
  • the evaporation of the gases is managed by one or more reliquefaction system (s) making it possible to limit the natural evaporation of the liquefied gas while keeping it in a thermodynamic state allowing it to be stored in a sustainable manner and by controlling the pressure in the storage tank. storage.
  • ships carrying liquefied petroleum gas are not able today to burn the vapors of liquefied petroleum gas.
  • the reliquefaction systems extract the gas vapors from the tanks, reliquefy them, and return them to the storage tank. This or these reliquefaction systems can represent an investment of the order of 5 to 10% of the price of the ship.
  • the present invention proposes to provide a simple, effective and economical solution for managing natural or forced evaporation of gas in the tanks or vessels and the energy requirements of a particular storage facility on a ship regardless of the conditions of travel operation, cooling tanks or tanks and loading liquefied gases into the tanks.
  • the invention proposes a method for treating gas in a gas storage installation, the installation comprising a tank in which a first gas is stored and a tank in which a second gas is stored, the second gas having a boiling temperature lower than that of the first gas, the process comprising a reliquefaction step in which vapors of the first gas flowing in a first circuit from the tank are reliqued by heat exchange with the second gas in the state a liquid having an inlet temperature and flowing in a second circuit, the vapors of the first reliqued gas being transferred to the vessel and the second gas being maintained in the liquid state at an outlet temperature after reliquefaction and returned to the reservoir, the heat exchange between the first gas and the second gas being carried out so that a temperature of the vapor of the first gas reliqued is between a first threshold value and a second threshold value.
  • the invention makes it possible to manage the vapors of the first gas by using the cold of the second gas, which is intended to supply the gas storage installation, which makes it possible to have an efficient, economical system while reducing NOx emissions. and SOx).
  • liquefying the vapors of the first gas with the second gas in the liquid state intended to return to the tank makes it possible to reliquefy all the gas vapors generated in the tank of the first gas and at the right temperature.
  • the reliquefaction of the first gas vapors is independent of the consumption of the installation.
  • the second gas is heated following this heat exchange but is kept liquid so that it can be returned to the tank.
  • the method may include one or more of the following features or steps, taken separately or in combination with one another:
  • the difference in temperature between the inlet temperature of the second gas before the reliquefaction stage and the outlet temperature of the second gas after the reliquefaction stage is between 20 ° C. and 30 ° C.
  • the outlet temperature of the second gas is lower than the vaporization temperature of the second gas at a pressure less than or equal to a maximum permissible pressure of storage of the reservoir
  • the vapors of the first reliqued gas are transferred into the tank at a temperature greater than or equal to a minimum temperature value to be supported by the tank;
  • the output pressure of the second gas after the reliquefaction of the first gas is 8 bar
  • the outlet temperature of the second gas is between -155 ° C. and -105 ° C. at a pressure of between 2 and 20 bars;
  • the first exit temperature threshold value of the first gas is substantially close to the liquefaction temperature of the first gas at atmospheric pressure and the second threshold temperature is lower than the first threshold value of 10 ° C to 40 ° C at atmospheric pressure
  • the first threshold value is of the order of -40 ° C. and the second threshold value is of the order of -50 ° C.
  • the second gas is extracted from the bottom of the tank
  • the heat exchange during the reliquefaction stage is carried out during a loading operation of the first gas or during a cooling operation of the tank,
  • the first gas is a liquefied petroleum gas
  • the second gas is a liquefied natural gas.
  • the invention also relates to a gas treatment system of a gas storage facility, the system comprising:
  • a heat exchanger configured to reliquefier at least a portion of the vapors of the first gas by heat exchange with the second gas in the liquid state, the vapors of the first reliquefied gas being transferred into the tank and the second gas being maintained in the liquid state at an outlet temperature after the reliquefaction and returned to the tank, and for a vapor outlet temperature of the first gas to be between a first threshold value and a second threshold value.
  • the device according to the invention may comprise one or more of the following features, taken separately from one another or in combination with one another:
  • the heat exchanger is configured so that the temperature difference between the inlet temperature of the second gas before the reliquefaction stage and the outlet temperature after the reliquefaction stage is between 5 ° C. and 55 ° C. C
  • the system comprises a compressor installed upstream of the first circuit so as to compress the vapor of the first gas to be extracted from the tank before the heat exchange,
  • the second circuit forms with conduits each connected to the reservoir and the second circuit forms a closed circuit
  • the first gas is a liquefied petroleum gas
  • the second gas is a liquefied natural gas.
  • the invention also relates to a liquefied gas transport vessel, comprising at least one system having any of the above characteristics.
  • the invention proposes a method for treating gas of a gas storage installation, in particular onboard a ship, the method comprising the following steps:
  • the first subcooled gas which is stored at the bottom of the tank or tank can create a cooling capacity that can be used subsequently, the cold reserve being kept at the bottom of the tank or reservoir in a sustainable manner.
  • This cold reserve may be used for example to reliquefier vapors of the first gas in the tank and / or reduce the pressure in the tank and when necessary.
  • This reserve of cold can also be used without the need to power the installation or operate heat exchangers.
  • the method may include one or more of the following features or steps, taken separately or in combination with one another:
  • the first gas is sub-cooled at a temperature greater than or equal to a minimum temperature value to be supported by the tank or the tank;
  • the cold reserve layer is located in the first or second tank or first or second tank below an amount of the first gas, forming a liquid-liquid interface
  • the first gas, in the sub-cooled liquid state is transferred into the first or second tank or first or second tank via a pipe that opens into the bottom of the first or second tank or first or second tank,
  • the first gas stored in the cold reserve layer of the first or second tank or first or second tank is used for cooling a gas in the vapor state
  • the gas in the vapor state is the first gas in the vapor state situated in the upper part of the tank or tank and the first gas in the liquid state,
  • the first gas stored in the cold reserve layer is pulverized in the first or second tanks or first or second tanks and in the layer of the first gas in the vapor state
  • the first gas stored in the cold reserve layer is extracted from the bottom of one of the tanks or tanks and reliquifies the first gas in the vapor state through a heat exchanger
  • the first gas, in the liquid state, undercooled is stored in the cold reserve layer when a pressure measured in the tank or tank is lower than a first predetermined pressure threshold value of the tank or tank, the first predetermined threshold value is for example between 1 and 1, 05 bar absolute,
  • said lower portion extends over approximately less than 30% of the height of the tank or tank measured from its bottom, said bottom being the lower end of the tank or tank,
  • the first gas, in the liquid state, undercooled is stored in the cold reserve layer at a temperature between a liquefaction temperature of the first gas less about 5 ° C at atmospheric pressure and a liquefaction temperature minus about 10 ° C, the first gas in the liquid state remaining in the first or second tank or first or second tank being at a temperature above the liquefaction temperature of the first gas,
  • the first sub-cooled gas, in the liquid state is stored in the cold reserve layer at a temperature between -45 ° and -55 ° C, the first gas in the liquid state remaining in the first or second when the first or second tank is at a temperature greater than or equal to -42 ° C, the first sub-cooled gas is stored in the cold reserve layer at a temperature of -160 ° and -170 ° C, the first gas in the liquid state remaining in the tank or tank being at a temperature greater than or equal to -160 ° C,
  • the first subcooling of the first gas is carried out with a second gas at least in the liquid state extracted from a reservoir, the second gas having a boiling temperature lower than or equal to that of the first gas,
  • the method comprises a vaporization or heating of the second gas which is heated or vaporized by heat exchange during the first subcooling of the first gas so as to supply the installation, the installation controls a flow rate of the second gas to be vaporized or heated when spraying,
  • the first subcooling of the first gas is carried out with the first gas extracted from the tank which is expanded and partially vaporized
  • the second gas extracted from the tank is expanded and partially vaporized before heat exchange during the first subcooling
  • the second gas extracted from the tank is subcooled by heat exchange with the second gas expanded and partially vaporized, a second subcooling of the first gas is carried out after the first subcooling,
  • the second gas used for the second subcooling is extracted from the bottom of the tank, or is subcooled,
  • the first and / or second subcooling is performed outside the first and second tanks and / or first and second tanks,
  • the heat exchange during the first subcooling or the second subcooling between the first gas and the second gas is carried out so that a subcooling temperature of the first gas is between a first threshold value and a second threshold value, the outlet temperature of the second gas after the second subcooling is between -155 ° and -105 ° C at a pressure of between 2 and 20 bar,
  • the second heated, vaporized or partially vaporized gas is heated to supply the installation
  • the method further comprises a reliquefaction step in which vapors of the first gas flowing in a first circuit from the vessel are reliqued by heat exchange with the second gas in the liquid state having an inlet temperature and flowing in a second circuit, the vapors of the first gas reliquefiés being transferred into the tank and the second gas being maintained in the liquid state at an outlet temperature after the reliquefaction and returned to the tank, the heat exchange between the first gas and the second a gas being produced so that an exit temperature of the vapors of the first reliqued gas is between a first threshold value and a second threshold value,
  • the vapors of the first gas are reliqued when a pressure measured in the tank or tank is greater than a second predetermined pressure threshold value of the tank or tank,
  • the second threshold value is for example between 1 and 1, 05 bar absolute,
  • the second heated gas is compressed so as to supply the installation
  • the first gas is a liquefied natural gas or a liquefied petroleum gas
  • the second gas is a liquefied natural gas
  • the present invention also relates to a gas treatment system of a gas storage installation, in particular on a ship, the system comprising:
  • a first heat exchanger configured to perform a first subcooling of the first gas extracted from the tank, in the liquid state, or reservoir, by a first pipe
  • a second pipe connected to the first heat exchanger opens in the lower part of the tank or tank or another tank or tank so as to store the first subcooled gas at the bottom of the tank to form a reserve layer cold from the first gas to the liquid state.
  • the device according to the invention may comprise one or more of the following features, taken separately from one another or in combination with one another:
  • the first gas is stored in the same tank or the same tank from which it is extracted,
  • the device comprises a reservoir in which a second gas is stored in the liquid state, the second gas having a boiling temperature less than or equal to that of the first gas,
  • the second gas in the liquid state circulates in a second pipe connected with the first heat exchanger so as to carry out the first subcooling of the first gas
  • the device comprises a second heat exchanger configured to perform a second subcooling of the first gas with the second gas in the liquid state
  • the bottom of the tank or tank comprises an outlet connected to a first end of a pipe, the pipe comprising a second end coupled to a spray boom installed in the upper part of the tank or tank,
  • depressurization means are mounted upstream of the first heat exchanger, the second heat exchanger is configured to supply the second gas at an outlet temperature of between -155 ° and -105 ° C. at a pressure of between 2 and 20 bar,
  • the device comprises a third heat exchanger configured to reliquefier at least a portion of the vapors of the first gas by heat exchange with the second gas in the liquid state, the vapors of the first reliquefied gas being transferred into the tank and the second gas being maintained in the liquid state at an outlet temperature after the reliquefaction and returned to the reservoir, and for a vapor outlet temperature of the first gas to be between a first threshold value and a second threshold value,
  • the device comprises a fourth heat exchanger configured to partially vaporize the second gas flowing in a primary circuit and to subcool the second gas circulating in a secondary circuit,
  • the primary circuit is arranged downstream of the depressurization means and upstream of the first heat exchanger (depending on the direction of the circulation of the fluid in the heat exchanger),
  • the secondary circuit is arranged upstream of the second heat exchanger (according to the direction of the circulation of the fluid in the heat exchanger),
  • a compressor is intended to compress the second heated or vaporized gas
  • the first gas is a liquefied natural gas or a liquefied petroleum gas
  • the second gas is a liquefied natural gas
  • the invention also relates to a liquefied gas transport vessel, comprising at least one system having any of the above characteristics.
  • FIG. 1 represents an embodiment of a gas treatment system according to the invention, which here equips a gas storage installation, in particular on a ship,
  • FIG. 2 represents another embodiment of a gas treatment system according to the invention
  • FIG. 3 represents another embodiment of a gas treatment system according to the invention
  • FIG. 4 illustrates another embodiment of a gas treatment system according to the invention
  • FIG. 5 is a variant of the embodiment of FIG. 4, and
  • FIG. 6 illustrates another embodiment of a gas treatment system according to the invention.
  • FIG. 1 shows a first embodiment of a gas treatment system 1 of a gas storage installation 2 according to the invention.
  • This treatment system allows the cooling of one or more gases and / or a reliquefaction of vapors of one or more gases and / or the vaporization or heating of one or more gases.
  • reaction we mean in the present invention the condensation of the vapors of a gas making it possible to bring it back to a liquid state.
  • the system 1 is installed on a ship, such as a gas transport vessel, in particular of the Very Large Gas Carrier (VLGC) type.
  • VLGC Very Large Gas Carrier
  • Ships of this type have a capacity of the order of 80000 m3.
  • a power generation facility is provided to meet the energy requirements of the operation of the vessel, in particular for the propulsion of the vessel and / or the production of electricity for the equipment. on board.
  • the gas storage facility 2 may be the power generation facility.
  • Such an installation commonly includes thermal machines 3, such as the engine of the ship consuming gas from the cargo of gas transported in the tank or tanks of the vessel.
  • the gas or gases are stored in the liquid state in several tanks 4 or tanks 5 at very low temperature, or even at cryogenic temperatures.
  • the tanks 4 and the tanks 5 can each contain a gas under liquefied form or in the liquid state at a predetermined pressure and temperature.
  • One or more tanks 4 and / or tanks 5 of the ship may be connected to the installation 2 by the system 1 according to the invention.
  • Each tank and reservoir comprise for this purpose an envelope intended to isolate the stored gases at their storage temperature of the external environment.
  • the vessel is loaded with natural gas (NG) stored in a tank 5 and petroleum gases (GP) stored in one or more tanks 4.
  • NG natural gas
  • GP petroleum gases
  • Each tank and / or tank 4, 5 can have a capacity of between 1000 to 50,000 m3.
  • the number of tanks 4 and tanks 5 is not limiting. It is for example between 1 and 6. In the remainder of the description, the terms "the tank” and “the tank” should be interpreted respectively as “the or each tank” and “the or each tank”.
  • Natural gas is, for example, methane or a mixture of gases comprising methane.
  • the natural gas is stored in the liquid state 5a in the tank for example at a cryogenic temperature of the order of -160 ° C at atmospheric pressure.
  • Natural gas in the liquid state or liquefied natural gas 5a is labeled "LNG”.
  • the tank 5 also comprises gas vapors 5b resulting from an evaporation, in particular a natural evaporation, of the LNG in the tank.
  • Evaporation or vapor 5b is designated by the sign "BOG” or "NBOG” for natural evaporation contrary to "FBOG” for forced evaporation.
  • the LNG 5a is stored, of course, at the bottom of the tank 5 while the LNG BOG 5b are located above the N1 level of LNG 5a in the tank, called sky gas.
  • the BOG 5b of LNG in the tank is due to the heat inputs of the external environment inside the tank 5 and movements of the LNG 5a within the tank 5 due to the movements of the sea for example.
  • Petroleum gas (GP) includes propane, butane, propylene, ammonia, ethane, propylene, ethylene, or a gas mixture comprising these compositions.
  • the petroleum gas is stored in the liquid state 4a in the tank 4 at a temperature of the order of -42 ° C at atmospheric pressure.
  • Petroleum gas in the liquid state 4a or liquefied petroleum gas is labeled "LPG".
  • the tank 4 also comprises gas vapors 4b which results from an evaporation, in particular a natural evaporation, of the LPG in the tank.
  • the LPG 4a is stored, naturally, at the bottom of the tank 4 while the LPG gas vapors are located above the N2 level of the LPG 4a in the tank, in the gaseous sky.
  • LPG LPG
  • NBOG NBOG
  • the evaporation of LPG (BOG or NBOG) in the tank 4 is also due to the heat inputs of the external environment inside the tank, to the movements of fluid during the voyages (sea, LPG), during the loading of the LPG in the tank 4 and during the cooling of the tank for bring the temperature of the tank to an equilibrium temperature.
  • the tank When loading the LPG, the tank includes a large amount of BOG which comes from the cooling of the tank and also the NBOG generated by the LPG which is heated in the tank. The vapors due to cooling are not reliqued by the LPG loaded in the tank.
  • the loading operation lasts approximately 18 hours. About 13900 kg / h of BOG is generated in the tank. The pressure in the tank is kept above atmospheric pressure when the tank is loaded.
  • the system 1 represented comprises four tanks 4 of LPG and a tank 5 of LNG.
  • the system 1 also comprises a heat exchanger 6 which allows heat exchanges between the vapors 5b of LNG, the LPG vapors 4b, the liquid LPG 4a and the liquid LNG 5a.
  • the heat exchanger 6 comprises several circuits or ducts, here at least a first circuit 6a, a second circuit 6b, a first duct 6c, and a second duct 6d, in which circulate GN or GP to liquid state or vapors.
  • the heat exchanger 6 is configured so that the first circuit 6a exchanges heat with the second circuit 6b to maintain the LNG from the tank in the liquid state and reliquefierf gases 4b LPG from the tank 4 simultaneously.
  • the LNG at the outlet of the heat exchanger 6, in particular second circuit 6b, is sent into the tank 5 and LPG vapors reliquefiees are sent into the tank 4.
  • the tank 4 comprises an outlet which is connected to a first end of a first pipe 7 in which circulates 4b LPG.
  • the outlet of the tank 4 is located in the upper part of the tank 4 where the gas is located with the vapors 4b (NBOG) of LPG.
  • the first pipe 7 is connected to an inlet of a compressor 8 which circulates the LPG vapor 4b in the first pipe 7.
  • the latter comprises a second end which is connected to an inlet of the first circuit 6a.
  • LPG vapors are intended to be reliqued by heat exchange with the cold of the LNG and to maintain LNG in the liquid state.
  • An outlet of the first circuit 6a is connected to a first end of a second pipe 9 in which the reliqued LPG vapor circulates.
  • the second pipe 9 comprises a second end which is immersed in the LPG or which is connected to a plunger 9a immersed in the tank.
  • the second pipe 9 is connected to a LPG spray boom 10.
  • the ramp 10 is arranged in the tank 4 and in the upper part thereof, along a vertical axis in the plane of Figure 1, so as to spray the LPG vapor reliquefied in the gas sky LPG. This makes it possible to force the recondensation of the NBOG in the tank.
  • the system 1 includes pumps that are installed in the tank 5 to extract the LNG therefrom.
  • a first pump 1 1 a and a second pump 1 1 b are immersed in the LNG, and are preferably located at the bottom of the tank 5 to ensure that they are fed only LNG.
  • the first pump 1 1 a is connected to a first end of a third pipe 12.
  • the first pump 1 1 a makes it possible to force the circulation of LNG in the third pipe 12.
  • the volume flow rate of the LNG of this first pump 1 1 a is of the order of 130 m3 / h.
  • the second end of this third pipe 12 is connected to an inlet of the second circuit 6b in which LNG 5a flows from the tank 5.
  • the second circuit 6b comprises an outlet connected to a first end of a fourth pipe 13 in which also circulates LNG 5a.
  • the fourth pipe 13 comprises a second end which is connected to the tank 5.
  • the third and fourth pipes 12, 13 allow recirculation of the LNG from the tank to the tank through the heat exchanger 6. More precisely still, the second circuit 6b, the third and fourth lines 12, 13 form a closed circuit.
  • LNG is removed from the tank at a temperature of -160 ° C.
  • the LNG output temperature and / or the LNG output pressure are controlled so that the LNG does not vaporise when exchanging heat with LPG vapors.
  • a temperature sensor is provided, for example on the fourth pipe 13, to control the temperature of the LNG returned to the tank.
  • the predetermined output temperature of the LNG is lower, for example by 5 ° C., from the evaporation temperature of the LNG to an authorized storage tank pressure value, for example of the order of 8 bars.
  • the storage pressure of the tank 5 to contain the LNG is between 2 and 20 bar.
  • the outlet pressure of the LNG of the heat exchanger 6 must be less than the maximum storage pressure of the tank.
  • the LNG is thus heated without being vaporized.
  • the output temperature of the reliqued LPG vapors is between a first threshold value and a second threshold value.
  • the first exit temperature threshold value of the LPG gas is substantially close to its liquefaction temperature at atmospheric pressure and the second threshold temperature is lower than the first threshold value of 10 ° C to 40 ° C at atmospheric pressure.
  • the first threshold value is -40 ° while the second threshold value is of the order of -55 ° C.
  • the exit temperature of the reliqued gas vapors is of the order of -42 ° C.
  • This heat exchange allows the LPG vapors to be reliqued at a suitable temperature which is not too cold, in particular which is greater than or equal to a minimum temperature value to be supported by the tank 4.
  • the above-mentioned temperature values for the GPL in this example and in the following description are examples of propane-related temperatures. It is understood that the temperature values of the other LPG compounds apply to the invention.
  • the heat exchanger 6 is also configured so that the first duct 6c exchanges heat with the second duct 6d to effect forced evaporation of the LNG from the tank and subcooling the LPG from the tank 4 simultaneously.
  • subcooling a lowering of the temperature of the liquefied gas below its liquefaction temperature.
  • the liquefied gas is, for example, sub-cooled from about 5 ° C to 20 ° C below its liquefaction temperature. It is understood that the storage of the liquefied gas undercooled in the present invention depends on the storage pressure of the liquefied gas.
  • the vaporized LNG (FBOG) is intended to supply the installation 2, and in particular here the engine of the ship.
  • the sub-cooled LPG (in the liquid state) is sent into the tank 4.
  • the first duct 6c is configured to circulate petroleum gas, and in particular LPG 4b, in the heat exchanger 6.
  • the first conduit 6c comprises an inlet which is connected to one end of a fifth pipe 14 in which circulates LPG extracted from the tank.
  • the other end of the fifth pipe 14 is connected to a third pump 15 immersed in the LPG.
  • This third pump 15 is also installed in the bottom of the tank 4 to take only LPG and circulate the LPG in this pipe 14.
  • the first conduit 6c comprises an outlet which is connected to a sixth pipe 16 which is intended to return sub-cooled LPG (in the liquid state) in the tank 4.
  • the sixth pipe 16 may be connected to the spray boom or the second pipe 9, or to the plunger 9a to return the LPG in the tank.
  • the subcooled LPG is stored at the bottom of the tank 4 in a cold reserve layer 4c located in the interior space of the tank and in the lower part of the tank. This layer 4c can be used later.
  • the second end of the pipe 9 or that of the plunger is located in the lower part of the tank 4, along a vertical axis in the plane of Figure 1 to store the LPG subcooled.
  • the subcooling takes place outside the tank or any other tank or tank.
  • the subcooling is not immersed in a liquefied gas for example.
  • the cold reserve layer 4c is located in the interior space of the tank at the bottom of the tank.
  • the cold reserve layer is below the LPG of the tank, along a vertical axis with respect to FIG. 1, forming a liquid-liquid interface.
  • there is no partition, sub-tank or compartment in the tank which separates the LPG remaining / already in the tank and the sub-cooled LPG stored in this reserve layer.
  • the second duct 6d allows a vaporization of the LNG 5a from the tank 5.
  • the second pump 1 1b which is immersed in the LNG, is connected to a first end of a seventh pipe 17 in which the LNG flows to , installation 2, here the engine of the ship.
  • the second pump 1 1b allows the flow of LNG in the seventh pipe 17 at a volume flow rate lower than that of the first pump 1 1 a.
  • the volume flow rate of the LNG in the seventh pipe 17 is of the order of 4 m3 / h.
  • a second end of the seventh pipe 17 is connected to an inlet of the second duct 6d.
  • the latter comprises an outlet which is connected to an eighth pipe 18 in which LNG vapors 5a formed by heat exchange with LPG circulate for supplying, for example, the engine of the ship.
  • LPG liquid propane
  • the LNG temperature is rectified by a heater, not shown here, according to engine specifications.
  • the output pressure of the LNG for example required by the engine of the ship, is of the order of 17 bars.
  • LPG its inlet temperature in the circuit 6c is about 1 bar.
  • the outlet temperature of the subcooled LPG is greater than or equal to a minimum temperature value to be supported by the tank or tank.
  • the outlet temperature is of the order of -52 ° C (at storage pressure in the tank).
  • the LPG vapors are extracted from one tank and the reliqued LPG vapors are sent to another adjacent tank. Similarly, the LPG extracted from a tank and subcooled is returned to the same tank.
  • the LPG extracted from a tank and subcooled is returned to the same tank.
  • the heat exchanger 6 is separated from the tanks or tank.
  • the heat exchanger 6 is disposed outside the tanks and tanks.
  • the heat exchanger is not located in another tank or tank where liquefied gas is stored.
  • the heat exchanger is a tube, plate or coil exchanger.
  • the system 1 comprises several heat exchangers that allow heat exchanges between the vapors of LNG, the vapors of LPG, the LNG and / or LPG.
  • This system differs in particular from the first embodiment by the number of heat exchangers.
  • the system comprises at least two heat exchangers referred to hereafter as evaporative heat exchanger, main heat exchanger 21.
  • evaporative heat exchanger main heat exchanger 21.
  • FIG. 2 only one tank 5 and one tank 4 are shown. Of course, the system may include other tanks and tanks.
  • the system 1 also includes the pumps 1 1a, 1 1b and 15 which are installed in the tank 5 and in the tank 4.
  • a first pump and a second pump are immersed in the LNG, and are preferably located at the bottom of the tank to ensure that they are fed only in LNG.
  • the flow rate of the first pump is also about 130 m3 / h and the flow rate of the second pump is about 4 m3 / h.
  • the main heat exchanger 21 is configured to reliquefy the LPG vapors 4b by heat exchange with the LNG 5a cold and to maintain the LNG in the liquid state simultaneously.
  • the LNG is returned to the tank 5 without being vaporized and the reliqued LPG vapors are returned to the tank 4.
  • the main heat exchanger 21 includes the first circuit 6a and the second circuit 6b.
  • the first circuit 6a is connected, on the one hand to the first pipe 7 coupled to the tank 4, and on the other hand to the second pipe 9 also coupled to the tank 4.
  • a first compressor 8 is also provided on the first pipe 7 to ensure the circulation of LPG vapor 4b therein to the heat exchanger 21.
  • the heat exchanger 20 is configured to vaporize the LNG from the tank and to sub-cool the LPG from the tank 4 simultaneously. LNG must undergo forced evaporation to raise the temperature of the LNG to the required temperature, for example for the engine of the ship to be fed with the LNG fumes.
  • the heat exchanger 20 comprises the first duct 6c and the second duct 6d.
  • the second conduit 6d is connected on the one hand to the seventh pipe 17 connected to the tank and on the other hand to the eighth pipe 18 which transfers the LNG to the engine of the ship.
  • the first duct 6c is connected, on the one hand to the first duct 14 coupled to the tank 4, and on the other hand to the sixth duct 16 coupled to the tank 4, and in particular to the bottom of the tank 4.
  • the system 1 also comprises a third heat exchanger called auxiliary heat exchanger 22.
  • auxiliary heat exchanger 22 allows a second subcooling of the LPG with the cold of the LNG and to maintain the LNG in the liquid state. LNG in the liquid state is returned to the tank and the subcooled LPG is returned to the tank.
  • the heat exchangers 20, 21, 22 are separated from the tanks and tanks.
  • the heat exchangers 20, 21, 22 are tube, plate or coil exchangers.
  • the auxiliary heat exchanger 22 comprises a third circuit 6e in which circulates LNG and a fourth circuit 6f in which circulates LPG, in particular subcooled.
  • the third circuit 6e comprises an input coupled to a Ninth duct 23 which is connected to the tank 5.
  • the ninth duct 23 is a bypass portion of the seventh duct 17 which extracts the LNG from the bottom of the tank 5 by means of the pump 1 1b.
  • the third circuit 6e comprises an output which is connected to a tenth duct 24 which returns the LNG maintained in the liquid state to the tank 5.
  • the tenth duct 24 is coupled to a portion of the fourth duct 13 returning the LNG to the tank 5, for example by a valve, such as a three-way valve.
  • the fourth circuit 6f comprises an input which is coupled to an eleventh pipe 25 in which circulates LPG extracted from the bottom of the tank.
  • the eleventh pipe is here coupled to the pipe 16 in which circulates sub-cooled LPG and through a valve 29, such as a three-way valve.
  • the fourth circuit 6f comprises an output which is coupled to a twelfth pipe 26 which is connected to the tank.
  • the twelfth pipe 26 is coupled to a portion of the tenth pipe or pipe 9.
  • the LPG subcooled by heat exchange with the LNG is sprayed in the gas or is stored at the bottom of the pipe. tank 4 in the cold reserve layer 4c.
  • the ninth pipe 23 can be connected to the pipe 16 by a valve 27.
  • the pipe 23 can be connected to the pipe 9 by a valve 28.
  • the valve (s) 27, 28 are three way valves.
  • the pipe 16 is connected to a LPG spray boom 10 for spraying LPG droplets in the gaseous atmosphere of the tank 4 and forcing the recondensation of the NBOG in the tank 4.
  • the third pump 15 is configured to force the circulation of LPG. in the pipe or conduits 14, 16, 25 from the bottom of the tank to the spray boom. Due to this configuration, the subcooled LPG is transferred directly into the tank or to the ramp 10 or is transferred to the auxiliary heat exchanger 22 for a second subcooling with LNG.
  • the system further comprises a pipe 30 for extracting the vapors 5b of LNG in the tank 5 so as to control the pressure of the tank 5 and supply the installation 2 with fuel gas.
  • a second compressor 31 is mounted on this pipe 30 to ensure the circulation of vapors 5a of LNG to the engine and maintain the pressure in the tank.
  • This pipe 30 is connected to the pipe portion 18 where circulates heated or vaporized LNG to the engine of the ship.
  • a heating device 32 is arranged upstream of the installation so as to adjust the temperature of the LNG to the required temperature and to ensure that all the LNG is vaporized.
  • the heater 32 is here a heater.
  • the system 1 also comprises a plurality of heat exchangers.
  • the system 1 comprises:
  • the main heat exchanger 21 which is configured to reliquefy the LPG vapors 4b by heat exchange with the cold of the LNG 5a and to maintain the LNG in the liquid state
  • the evaporation heat exchanger 20 which is configured to vaporize the LNG from the tank 5 and to sub-cool the LPG from the tank 4, and the auxiliary heat exchanger 22 'which is configured to subcool the LPG and keep LNG in a liquid state.
  • the system 1 of this embodiment differs from the embodiment illustrated in FIG. 2 in that it comprises a fourth heat exchanger 40 arranged upstream of the heat exchanger 20.
  • the heat exchanger 40 is preferably , but not limited to, a vacuum evaporator (ESV) for generating cold.
  • the vacuum evaporator 40 includes a primary circuit 42 which includes an input and an output. The inlet is connected to the seventh pipe 17 in which circulates LNG from the tank.
  • the output of the primary circuit 42 is connected to a first end of a pipe 44. The latter comprises a second end which is connected to the input of the circuit 6d of the heat exchanger 20.
  • Depressurization means 41 are provided on the pipe 17 and upstream of the vacuum evaporator 40.
  • the depressurization means 41 make it possible to obtain a gas in a two-phase liquid-vapor state by lowering the pressure and the temperature of the gas.
  • the depressurizing means 41 here comprise an expansion valve, such as a Joules-Thomson valve.
  • LNG entering the depressurizing means 41 is at a temperature of about -134 ° C and a pressure of about 8 bar.
  • the LNG is cooled to a temperature of approximately -160 ° C. and at a pressure of the order of 1 bar.
  • the two-phase LNG enters the vacuum evaporator 40 where a heat exchange is carried out with LNG extracted from the tank.
  • the vacuum evaporator 40 comprises a secondary circuit 43 which includes an input and an output.
  • the inlet of the secondary circuit 43 is connected to a branch pipe 45 in which LNG flows from the tank 5.
  • This branch pipe 45 is derived from the seventh line 17 coupled to the pump January 1b.
  • the pipe 45 could be connected to another pump submerged at the bottom of the tank.
  • the output of the secondary circuit is connected to the pipe 23 returning the LNG to the bottom of the tank 5.
  • the pipe 23 is coupled to the input of the circuit 6e of the heat exchanger 22.
  • the LNG flowing in the secondary circuit 43 is subcooled by recovering the latent heat of the two-phase LNG and circulating in the circuit 42.
  • the sub-cooled LNG (in the liquid state) is transferred into the tank.
  • the two-phase LNG circulating in the primary circuit 42 is heated or vaporized and then transferred to the evaporation exchanger 20.
  • the exit temperature of the LNG at the outlet of the primary circuit 42 is between -160 and -134 ° C. and a pressure of the order of 1 bar.
  • the outlet temperature of the sub-cooled LNG is of the order of -160 ° C. at a pressure of between 2 and 20 bar.
  • the subcooled LNG circulates through the heat exchanger 22, it is configured to maintain the LNG from the vacuum evaporator 40 in the liquid state.
  • the LNG from the circuit 43 can exchange heat with sub-cooled LPG from the heat exchanger 20 according to an operating mode of the system described below. In this case, the LNG passing through the 6th circuit is heated but not vaporized.
  • the system 1 further comprises a compressor 46 which is installed downstream of the heating device 32.
  • This compressor 46 makes it possible to compress the vaporized LNG to the pressure required by the installation 2.
  • the subcooling is performed outside the tanks and the tank.
  • the heat exchangers are separated from the tanks and the tank.
  • a first mode of operation (COOLING) of the gas treatment system 1 for the energy production installation 2 as illustrated in FIG. 2 the LNG is used to reliquefy the LPG vapors 4b. LNG is also used to feed the plant 2, in particular the ship's engine and other thermal machines for power generation purposes.
  • This first mode of operation is operated during the cooling of the LPG tank. Indeed, as explained above, a very large amount of LPG vapor 4b is generated during this operation (about 10900 kg / h). This amount of steam 4b generated is greater than the amount of vapors 4b (NBOG) generated during the voyage of the ship to transport the LPG.
  • NBOG amount of vapors 4b
  • the consumption of the installation 2 is of the order of 500kg / h in LNG vapor.
  • the system uses the main heat exchanger 21 to manage LPG vapors 4b generated during cooling.
  • the LPG vapors 4b are extracted from the tank 4 by the compressor 8 which ensures their circulation in the first pipe 7.
  • the LPG vapors 4b flowing in the first circuit 6a are reliqued by the cold of the LNG flowing in the second circuit 6b via the third pipe 12 from the bottom of the tank 5. It is understood that the LNG at the bottom of the tank is colder than the LNG close to the surface N1, or at the interface between the LNG and the gas. After the reliquefaction, the reliqued LPG vapors are transferred into the tank 4 and the LNG is kept in the liquid state and then returned to the tank 5.
  • the LPG vapors 4b enter the main heat exchanger 21 at a temperature of the order of 0 ° C and at a pressure close to atmospheric pressure.
  • the main heat exchange 21 is carried out so that the exit temperature of the LPG vapors reliquefiés is between a first threshold value and a second threshold value.
  • the first and second threshold values are considered at a pressure equal to or greater than the atmospheric pressure. These temperature threshold values are greater than or equal to a minimum temperature value supported by the tank 4.
  • the first output temperature threshold value of the LPG vapors 4b is -40 ° C. at equal or greater pressure at atmospheric pressure and the second exit temperature threshold value of reliquified LPG vapors is of the order of -50 ° C at a pressure equal to or greater than atmospheric pressure.
  • the releasing LPG vapor outlet temperature is -42 ° C at or above atmospheric pressure. In this way, the heat exchange is controlled so that the reliquified LPG vapors are not too cold.
  • the heat exchange is carried out in such a way that the exit temperature of the LNG after the reliquefaction is between a first threshold value and a second temperature threshold value at a pressure of between and 20 bars.
  • the LNG must be heated but not vaporized.
  • the main heat exchanger 21 is configured so that the temperature difference between the LNG inlet temperature before reliquefaction and the LNG outlet temperature after reliquefaction is between 5 ° C and 55 ° C. Preferably, but not exclusively, this temperature difference is 26 ° C.
  • the LNG enters the main heat exchanger 21, before reliquefaction, at an inlet temperature of the order of -160 ° C and a pressure of between 2 and 20 bar.
  • the first threshold value is of the order of -155 ° C. and the second threshold value is of the order of -105 ° C.
  • the outlet temperature of the LNG is lower than its vaporization temperature and at a pressure below a maximum permissible reservoir storage pressure.
  • the temperature is of the order of -134 ° C.
  • Such values make it possible to transfer a maximum amount of LNG cold to the LPG vapors for reliquefaction while avoiding that the LNG that returns to the tank is too hot and that the reliqued LPG vapors are too cold.
  • An excessively hot LNG could induce an increase of LNG pressure in the tank and exceed the authorized limits.
  • the main heat exchanger 21 is adjusted so that the releasing LNG and LPG vapors exit respectively to the required temperature in the tank or tank. During the heat exchange, the LNG flow rate and the LPG steam flow rate are respectively constant.
  • the parameters such as the mass flow of LNG and LPG make it possible to configure the heat exchanger 21 for the heat exchange.
  • the system can operate such that reliquefaction of LPG vapors is performed when the pressure measured in the tank is above a predetermined pressure value in the tank.
  • the system 1 also uses the evaporation exchanger 20 in which circulates LPG from the tank 4 and the LNG from the tank 5 to supply the installation 2.
  • the heat exchange between the LPG and LNG allow the sub-cooling of LPG and the vaporization or heating of the LNG intended to feed the installation 2.
  • the sub-cooled LPG (in the liquid state) is stored in the lower part of the tank so as to constitute a cold reserve layer 4c subsequent. This makes it possible to obtain a larger available cooling capacity and thus to improve the efficiency of the cooling the gas, liquefied and / or in the form of gas, contained in the tank.
  • the lower part of the tank 4 extends over approximately less than 30% of the height of the tank 4 measured from its bottom 19.
  • the bottom 19 is the lower end of the tank, for example closer to the hull of the vessel when the tank is transported on the LNG tanker.
  • the LPG extracted from the bottom of the tank by the pump passes through the heat exchanger 20 where its inlet temperature is about -42 ° C.
  • the LNG inlet temperature extracted from the tank is about -160 ° C at a pressure of about 17 bar.
  • the output temperature of the LPG is between -45 ° C and -55 ° C.
  • the subcooled LPG is transferred to the bottom of the tank or it is stored in the layer 4c at a temperature between -45 ° and -55 ° C.
  • the subcooled LPG is about -52 ° C (storage pressure in the tank).
  • the vaporized or heated LNG is at an outlet temperature of about 0 ° C where it can be further heated by the heater 32.
  • the storage of the sub-cooled LPG is a function of the pressure in the tank.
  • the system controls the storage of the sub-cooled LPG in the cold reserve layer.
  • pressure determining means 33 make it possible to determine the pressure inside the tank 4.
  • the pressure determining means 33 here comprise a pressure sensor installed in or near the tank 4.
  • the LPG in the tank 4 which is above this cold reserve layer 4c, for example remaining in the tank, is at a temperature above -42 ° C.
  • the LPG tank comprises several layers in which the LPG is at different temperatures, the coldest layers being at the bottom of the tank.
  • a second operating mode (TRIP) of the gas treatment system for the power generation installation 2 as illustrated in FIG. 2, the LNG is used to feed the installation 2 such as the engine of the vessel and LPG is subcooled to form a cold LPG supply that will be used later to cool the LPG vapors in the tank.
  • This mode of operation is operated during the voyage of the ship where a smaller amount of LPG vapor must be managed.
  • the LPG gas vapors (NBOG) generated are of the order of 2700 kg / h while the engine of the ship for example consumes a small amount of fuel gas, of the order of 2000 kg / h.
  • the system uses at least the evaporation heat exchanger 20 in which circulates LPG from the tank and the LNG from the tank to perform a forced evaporation of LNG to supply the engine of the ship, and the auxiliary heat exchanger 22 to form the cold reserve.
  • the LNG is extracted from the tank via the second pump 1 1b.
  • the LNG inlet temperature in the second duct 6d is of the order of -160 ° C.
  • the LPG is removed from the tank containing the LPG by means of the pump 15. The latter circulates in the second pipe towards the evaporation exchanger and enters it at a temperature of about -42 ° C.
  • the LPG undergoes a first under cooling of the LPG by recovering the cold of the LNG which vaporizes by heat exchange in the exchanger 20.
  • the heat exchange between the LPG and the LNG is carried out so that the subcooling temperature LPG is between a first threshold value and a second threshold value at atmospheric pressure.
  • the evaporation exchanger 20 is configured to transfer a maximum amount of heat but is limited by the temperature difference between the LNG and the LPG.
  • the first threshold value is of the order of -40 ° C.
  • the second threshold value is of the order of -55 ° C.
  • the subcooled LPG is stored in the lower part of the tank so as to form the LPG cold reserve layer or sprayed into the gas by the ramp 10.
  • the LPG outlet temperature of the heat exchanger Heat 20 is of the order of -52 ° C.
  • the sub-cooled LPG is stored in the layer reserve of cold.
  • a cold reserve layer has already formed, for example, during the cooling of the tank. Then this sub-cooled LPG, is used to cool or condense the LPG vapor in the tank. For this, the sub-cooled LPG is extracted from the cold reserve layer 4c and is sprayed into the gas head via the ramp 10. Alternatively, the LPG of the cold reserve layer 4c is extracted from an outlet of the tank that is coupled to a piping that is connected to the ramp or a heat exchanger traversed by LPG vapors. It is therefore not necessary to start the auxiliary heat exchanger to create a reserve of cold.
  • the LNG at the outlet of exchanger 20 is vaporized or heated by heat exchange between LPG and LNG. This vaporized or heated LNG is transferred to the engine for its power supply.
  • the LNG vapors that are extracted from the tank are also used to power the engine.
  • the vaporized or heated LNG and LNG vapors are reheated so that all LNG is vaporized before powering the engine.
  • a third mode of operation (LOADING) of the gas treatment system for the power generation plant as illustrated in Figure 2
  • the LNG is used to power the ship's engine and for production needs. of energy, as well as reliquefying the LPG vapors.
  • This mode of operation is operated in particular during the loading of LPG in the tank where a large amount of LPG vapor is produced, for example about 13900 kg / h.
  • the energy requirements of installation 2 are low, around 500kg / h.
  • at least two heat exchangers are used to treat all the LPG vapors.
  • the system uses the main heat exchanger 21 to manage the LPG vapors generated during LPG charging and the evaporator heat exchanger to vaporize or heat the LNG for supplying the plant 2.
  • the Heat exchangers 20, 21 therefore operate in a manner similar to the first operating mode in the case of cooling the vessel.
  • the main heat exchanger 21 does not allow to manage the pressure in the tank 4 because of the large amount of LPG vapor generated.
  • the auxiliary heat exchanger 22 is activated.
  • the purpose of the auxiliary heat exchanger 22 is to manage the pressure inside the tank 4. LNG is withdrawn from the tank so as to exchange with the sub-cooled LPG.
  • the LPG subcooled after the first subcooling is at a temperature of the order of -42 ° C.
  • This temperature of -42 ° C is due to the fact that a small amount of LNG circulates in the heat exchanger 20, in particular in the second duct 6d. Indeed, it is the engine or the installation 2 which determines the flow of LNG to be vaporized in the second duct 6d. Since the needs of plant 2 are low, a very small amount of LNG is available to achieve the sub-cooling of LPG. The plant controls the flow rate of the second gas to be vaporized or heated during vaporization. This implies that the amount of LNG heat is not enough to significantly reduce the LPG temperature. The temperature of the LPG leaving the heat exchanger 20 is not cold enough heat exchanger 22 performs a second subcooling LPG.
  • the LNG is removed from the tank, at a temperature of about -160 ° C, and exchanges heat with LPG having undergone a first subcooling, here in the heat exchanger 20.
  • the LPG inlet temperature sub-cooled is of the order of -42 ° C.
  • the outlet temperature of the LPG subcooled a second time is less than or equal to a threshold temperature value to be supported by the tank 4.
  • the outlet temperature of LPG is of the order of -52 ° C.
  • This LPG is stored in the cold reserve layer for later use or is sprayed into the gaseous body of the tank to condense or cool the LPG vapors 4b in the tank.
  • the exit temperature of the LNG is about -134 ° C at a pressure of about 8 bar. LNG is hot but not vaporised.
  • the gas treatment system 1 for the power generation installation makes it possible to manage the risk of heating the tank.
  • LNG in the tank in the case where the main heat exchanger 21 has been running (when loading LPG into the tank or when cooling the tank).
  • the LNG at the outlet of the main exchanger and or at the outlet of the auxiliary heat exchanger is hot, ie at an outlet temperature of the order of -134 ° C.
  • This mode of operation employs the system as shown in Figure 3 and primarily in travel mode to cool the LNG in the tank to its cryogenic temperature.
  • the system 1 uses at least the heat exchanger 40 where the partially vaporized LNG allows subcooling LNG which is transferred to the tank.
  • the LNG stored in the tank is at a temperature of about -134 ° C at a pressure of the order of 8 bars.
  • the LNG is extracted from the tank by the second pump 1 1b.
  • the LNG circulates in the circuit 42 where it has been depressurized and then partially vaporized.
  • the inlet temperature of the partially vaporized LNG in the heat exchanger 40 is of the order of -160 ° C at atmospheric pressure.
  • the outlet temperature of the vaporized LNG is between -134 and -160 ° C at atmospheric pressure.
  • the inlet temperature of the LNG in the heat exchanger, in the second conduit 43 is of the order of -134 ° C and its outlet temperature is of the order of -160 ° C.
  • the sub-cooled LNG is transferred to a cold reserve layer 4c in the lower part of the tank 5.
  • the heat exchanger 20 subcooled the LPG and vaporized the LNG at the outlet of the heat exchanger 40.
  • the heat exchanger 22 ' is activated to sub-cool a second time the LPG which has been cooled in the exchanger 20.
  • the LPG is subcooled with the LNG which has been subcooled in the heat exchanger and passes through the heat exchanger 22 '.
  • the outlet temperature of the LNG after heat exchange in the exchanger 22 ' is of the order of -134 ° C and at atmospheric pressure.
  • FIG. 4 illustrates another embodiment of the gas treatment system 1 according to the invention.
  • the system includes LNG tanks each comprising 5b fumes of LNG and LNG. Here are represented two LNG tanks. Pumps are also immersed in the LNG of a main tank and only one pump is immersed in the LNG of the adjacent tank. Each pump is preferably installed at the bottom of the tank.
  • the system 1 comprises a heat exchanger 50 which is configured to sub-cool LNG from the LNG tank, here first tank 500A, intended to be stored at the bottom 190 of the same first tank 500A so as to constitute a reserve layer of cold 500c at the bottom of the tank 500A.
  • the layer 500c is located in the interior of the tank.
  • the heat exchanger comprises at least a first duct 50a and a second duct 50b.
  • the first conduit 50a includes a inlet which is coupled to the first end of a pipe 54.
  • the second end of the pipe 54 is connected to a first pump 51 mounted at the bottom of the first tank 500A.
  • This pipe 54 is also connected to a spray boom 60 mounted in the tank 500A via a three-way valve 67.
  • the ramp 60 is arranged in the upper part of the tank and preferably in the gaseous atmosphere of LNG.
  • the first conduit 50a includes an outlet which is coupled to a conduit 56 which is connected to the bottom of the tank 500A.
  • the pipe 56 is also connected to the spray boom 60 by a three-way valve 75a.
  • the pipe 56 opens into the bottom of the adjacent tank, second tank 500B by a three-way valve channel 75b and another ramp 60 of the second tank 500B by a three-way valve 75c.
  • the second conduit 50b comprises an inlet connected to the tank 500A by a pipe 57.
  • One end of the pipe 57 is connected to a second pump 52 mounted at the bottom of the tank 500A.
  • the output of the second conduit 50b is connected here to an inlet of a balloon 70 via a pipe 58.
  • the outlet of the balloon 70 is connected to the pipe 56 by a first outlet to a pipe 71.
  • the pipe 71 comprises for example a valve 72 and a pump 73.
  • Depressurization means 53 are mounted on the pipe 57, upstream of the heat exchanger 50. This exchanger, as in the embodiment illustrated in Figure 3, is a vacuum evaporator.
  • the depressurizing means 53 comprise, for example, an expansion valve (Joule-Thomson valve).
  • the second conduit 50b is a cold circuit, the depressurized LNG being intended to be heated by circulation in this circuit so as to achieve forced evaporation (in FBOG).
  • the first conduit 50a is a hot circuit, the LNG from the tank 500A being intended to be cooled by circulation in this circuit.
  • the first conduit 50a may not allow, however, to vaporize the heavier components (ethane, propane, etc.).
  • the depressurization upstream of the second duct 50b makes it possible to lower the vaporization temperature, which makes it possible to generate FBOG from a heat exchange with the LNG taken from the tank 500A and flowing in the first duct 50a.
  • FBOG vaporization requires a supply of heat provided by the LNG circulating in the first conduit 50a, it is therefore a cooling source for the subcooling of LNG flowing in the first conduit 50a.
  • LNG from the tank 500A is thus conveyed by the pump 52 to the depressurization means 53 and then flows into the second conduit 50b or cold of the exchanger 50.
  • the LNG downstream of the depressurization means is at a temperature of -168 ° and at an absolute pressure of 400 mbar.
  • the LNG of the tank 500A is conveyed by the pump 51 to the first conduit 50a or hot of the exchanger 50. Therefore, the heat exchange between these circuits causes:
  • LNG outlet temperature after heat exchange in duct 50a is of the order of -168 ° C.
  • Storage of LNG in the cold reserve layer may be a function of the pressure inside the tank. For example, when the pressure measured (with a pressure sensor 330) in the tank is lower than a predetermined pressure threshold value in the tank, the sub-cooled LNG (in the liquid state) is stored in this reserve layer cold 500c.
  • the balloon 70 is thus intended to be supplied with LNG in a two-phase liquid-vapor state coming from the tank 500A via the heat exchanger 50.
  • the operating pressure inside the balloon 70 is lower than the storage pressure of the LNG. inside the tank 500A.
  • the feeding of the balloon 70 in LNG can lead to a complementary vaporization of the LNG, resulting on the one hand by the generation of FBOG in the balloon 70, as well as the subcooling of LNG remaining in the balloon.
  • the balloon makes it possible to operate a separation of the phases with the LNG stored in the lower part of the flask and the vapors of LNG in the upper part thereof.
  • the LNG subcooled out of the flask is at an outlet temperature of the order of -168 ° C.
  • the balloon 70 comprises a second outlet which is arranged in the upper part thereof where are stored naturally gas vapor (FBOG) LNG.
  • FBOG naturally gas vapor
  • the heat exchanger 50 also includes a third conduit 50c which includes an inlet and an outlet.
  • the entrance of the third conduit 50c is connected to a first end of a pipe 63 in which circulates releasing LNG gas vapors.
  • the output of the compressor 62 is connected to the installation 2 for its supply of fuel gas.
  • a portion of the fuel gas leaving the compressor 62 can be withdrawn and rerouted by a pipe 64 which can be connected to the outlet of the compressor 62 via a three-way valve 65.
  • the compressor 62 is configured to compress the gas (such as NBOG from of the first tank and / or second tank) at a working pressure adapted to its use in the installation 2.
  • the pipe 64 is connected to an inlet of a primary circuit 66a of a heat exchanger 66.
  • the primary circuit comprises an outlet which is connected to a second end of the pipe 63.
  • Each tank 500A, 500B comprises an outlet 68 of LNG vapor 5a which is connected to an input of a secondary circuit 66b of the heat exchanger 66.
  • the circuit secondary 66b includes an outlet which is connected to the inlet or one of the inputs of the compressor 62.
  • the third conduit 50c comprises an outlet which is connected to the pipe 56 by another Pipeline 69.
  • An expansion valve 74 is installed on this line 56 to reduce the temperature of the gas by adiabatic expansion.
  • the LNG vapors from a tank 500A, 500B are heated in the secondary circuit 66b so as to feed the installation 2, and the LNG vapors at the outlet of the compressor 62 are reliqued to be conveyed to the heat exchanger 50
  • the reliqued gas vapors are subcooled with the cold of the LNG flowing in the conduit 50a to supply the bottom of the at least one of the tanks 500A, 500B or the spray boom 60.
  • the LNG vapors from the tank (s) 500A, 500B can be re-routed into line 64 if FBGO is produced in excess so as to be reliqued also
  • the subcooling is performed outside the tanks.
  • the heat exchanger 50 is separated from the tanks.
  • FIG. 5 shows an alternative embodiment of the gas treatment system 1 illustrated in FIG. 5.
  • This system 1 differs from that of FIG. 4 in that it comprises a second pump 52 installed in the second tank 500B adjacent to the first one. tank, main (which is on the right of Figure 5).
  • This second pump 52 is at a first end of a pipe 80 in which circulates LNG extracted from the bottom of the second tank 500B.
  • the second end of the pipe is coupled to the pipe 57 which is connected to the inlet of the second pipe 50b.
  • the LNG is extracted from the two tanks 500A, 500B and two pumps 52.
  • This second pump 52 reduces the depressurization level downstream of the depressurization means by increasing the pressure and temperature.
  • the absolute pressure downstream of the depressurizing means is 600 mbar and the temperature of the LNG is -164 ° C.
  • FIG. 6 represents another embodiment of the invention of a gas treatment system according to the invention.
  • This system is similar to the embodiment illustrated in FIG. 5. It differs in that it comprises two heat exchangers 150, 150 'instead of a single heat exchanger 50.
  • a first exchanger 150 is configured to vaporize the LNG from the first tank 500A and to sub-cool LNG from the first tank 500A simultaneously.
  • the first heat exchanger 150 comprises the first duct 150a and the second duct 150b arranged as described in the embodiment of FIG. 4.
  • the second heat exchanger 150 ' is configured to use the subcooled (liquid) LNG stored in the cold reserve layer 500c herefrom of the first tank 500A to relieve LNG vapors. These LNG vapors are the result of a natural evaporation (NBOG) of LNG not used by the energy production facility 2, that is to say excess BOG.
  • the second heat exchanger 150 ' comprises the third duct 150c and a second auxiliary duct 150b'.
  • the third conduit 150c comprises an inlet which is connected to the pipe 163 through which excess LNG vapors are conveyed.
  • the NBOG recirculates via the compressor 62 in the heat exchanger 166 and through the pipe 164.
  • the third conduit 150c comprises an outlet which is connected to the pipe 169 which opens to the bottom of the tank or each tank 500A, 500B by a three-way valve 175b.
  • Line 169 is also connected to a spray boom 160 via a three-way valve 175a, 175c.
  • the second conduit 150b ' comprises an inlet which is connected to the conduit 154 via a three-way valve.
  • a heat exchange is made between the excess NBOG and the sub-cooled LNG from the tank.
  • the reliqued NBOG is transferred to the bottom of the first and / or second tank (s).
  • the LNG at the outlet of the second conduit 150b ' is heated but not vaporized and is returned to the bottom of the first and / or second tank (s).
  • the subcooling is performed outside the tanks.
  • the heat exchangers are separated from the tanks.

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Abstract

L'invention concerne un procédé et un système de traitement de gaz d'une installation (2) de stockage de gaz, en particulier embarquée sur un navire, le procédé comprenant les étapes suivantes: - une extraction d'un premier gaz (4a, 4b, 5a, 5b,) à l'état liquide d'une première cuve (4) ou premier réservoir (5; 500), - un premier sous-refroidissement du premier gaz à l'état liquide, et - un stockage du premier gaz à l'état liquide sous-refroidi en partie inférieure de la première cuve (4) ou du premier réservoir (5; 500) ou d'une seconde cuve ou d'un second réservoir de manière à constituer une couche de réserve de froid (4c, 5c, 500c) du premier gaz à l'état liquide sous refroidi au fond de la première ou seconde cuve (4) ou du premier ou second réservoir (5; 500).

Description

PROCEDE ET SYSTEME DE TRAITEMENT DE GAZ D’UNE
INSTALLATION DE STOCKAGE DE GAZ POUR UN NAVIRE DE TRANSPORT
DE GAZ
1. DOMAINE TECHNIQUE
L’invention concerne un procédé et un système de traitement de gaz d’une installation de stockage de gaz, en particulier embarquée sur un navire, tel qu’un navire de transport de gaz liquéfié dont l’installation fonctionne au gaz provenant de la cargaison stockée sur le navire.
2. ETAT DE L’ART
Il est connu de transporter sur un navire plusieurs types de gaz sous forme liquéfiée afin de faciliter leurs transports sur de longues distances. Des exemples de gaz liquéfié sont le gaz naturel liquéfié (GNL) ou le gaz de pétrole liquéfié (GPL). Les gaz sont refroidis à très basses températures, voire à des températures cryogéniques afin qu’ils soient liquides à une pression proche de la pression atmosphérique et les charger sur les navires spécialisés. Le gaz naturel liquéfié et le gaz de pétrole liquéfié sont utilisés comme combustibles pour divers équipements dans tout type d’industrie. Depuis peu, le gaz naturel liquéfié est utilisé pour les besoins énergétiques du fonctionnement des navires, et notamment ceux transportant les gaz de pétrole liquéfié et le gaz naturel liquéfié de sorte à satisfaire les nouvelles réglementations environnementales contraignant les émissions d’oxyde de soufre (SOx) et d’oxyde d’azote (NOx) dans les zones dites ECA (pour Emission Control Area en anglais) et SECA (pour SOx Emission Control Area en anglais) par exemple.
Ces gaz naturels liquéfiés et les gaz de pétrole liquéfiés sont stockés dans des réservoirs isolés thermiquement à très basses températures sur les navires pour maintenir les gaz à l’état liquide. Les réservoirs absorbent de la chaleur à l’intérieur de ceux-ci, ce qui contribue à une évaporation d’une partie des gaz dans les réservoirs qui est connu sous l’acronyme NBOG en anglais pour Natural Boil-Off Gas (par opposition à l’évaporation forcée de gaz ou FBOG, acronyme de l’anglais Forced Boil-Off Gas). D’autres paramètres tels que les mouvements des gaz à l’intérieur des réservoirs dus à l’état de la mer lors de la navigation et les conditions ambiantes influent également sur l’évaporation des gaz. Ces vapeurs de gaz, qui sont stockées en partie supérieure des réservoirs dans un ciel gazeux au-dessus des gaz liquéfiés, augmentent la pression dans le réservoir. Cette augmentation de pression peut induire la rupture des réservoirs.
Les vapeurs du gaz naturel liquéfié sont utilisées pour alimenter l’installation de production d’énergie susmentionnée. Dans le cas de l’évaporation naturelle où la quantité de gaz évaporé naturellement est insuffisante pour la demande en gaz combustible de l’installation, des moyens tels qu’une pompe immergée dans le réservoir sont actionnés pour fournir davantage de gaz combustible après une évaporation forcée. L’évaporation forcée est réalisée en particulier à partir d’eau chaude qui est réchauffée par de l’huile ou un brûleur de gaz. Tout le froid du gaz naturel liquéfié est perdu pendant cette opération. Quand la quantité de gaz évaporé est trop importante par rapport à la demande de l’installation, l’excédent de gaz est en général brûlé dans une unité de combustion de gaz, ce qui représente une perte de la cargaison.
Dans la technique actuelle, le perfectionnement des réservoirs de gaz naturels liquéfié sont tels que les taux d’évaporation naturelle (BOR - acronyme du Boil-Off Raté) des gaz liquéfiés sont de plus en plus faibles. Aussi, les machines d’un navire sont de plus en plus performantes. Ceci a pour conséquence, dans chacun des premier et second cas précités, que l’écart est très important entre la quantité de gaz naturellement produit par évaporation et celle demandée par l’installation d’un navire.
En ce qui concerne les gaz de pétrole liquéfiés, l’évaporation naturelle des gaz est inévitable et intervient par exemple lors des opérations de chargement dans leurs cuves de stockage, de voyage du navire ou du refroidissement des cuves suite aux échanges de chaleur entre les cuves et l’environnement extérieur. L’évaporation des gaz est gérée par un ou plusieurs système(s) de reliquéfaction permettant de limiter l'évaporation naturelle du gaz liquéfié tout en le conservant dans un état thermodynamique permettant son stockage de manière durable et en contrôlant la pression dans le réservoir de stockage. En effet, les navires transportant le gaz de pétrole liquéfié ne sont pas capables aujourd’hui de brûler les vapeurs du gaz de pétrole liquéfié. Les systèmes de reliquéfaction extraient les vapeurs de gaz des cuves, les reliquéfient, et les renvoient dans la cuve de stockage. Ce ou ces systèmes de reliquéfaction peu(ven)t représenter un investissement de l’ordre de 5 à 10% du prix du navire.
La présente invention propose de fournir une solution simple, efficace et économique permettant de gérer les évaporations naturelles ou forcées de gaz dans les réservoirs ou cuves et les besoins énergétiques d’une installation de stockage en particulier sur un navire quelles que soient les conditions d’opération de voyage, de refroidissement des réservoirs ou cuves et de chargement des gaz liquéfiés dans les réservoir.
3. EXPOSE DE L'INVENTION
Selon un premier aspect, l’invention propose un procédé de traitement de gaz d’une installation de stockage de gaz, l’installation comprenant une cuve dans laquelle est stocké un premier gaz et un réservoir dans lequel est stocké un deuxième gaz, le deuxième gaz ayant une température d’ébullition inférieure à celui du premier gaz, le procédé comprenant une étape de reliquéfaction dans laquelle des vapeurs du premier gaz circulant dans un premier circuit depuis la cuve sont reliquéfiées par échange de chaleur avec le deuxième gaz à l’état liquide ayant une température d’entrée et circulant dans un deuxième circuit, les vapeurs du premier gaz reliquéfiées étant transférées dans la cuve et le deuxième gaz étant maintenu à l’état liquide à une température de sortie après la reliquéfaction et reconduit dans le réservoir, l’échange de chaleur entre le premier gaz et le deuxième gaz étant réalisé de manière qu’une température de sortie des vapeurs du premier gaz reliquéfiées soit comprise entre une première valeur seuil et une deuxième valeur seuil.
Ainsi, l’invention permet de gérer les vapeurs du premier gaz en utilisant le froid du deuxième gaz qui est destiné à alimenter l’installation de stockage de gaz ce qui permet d’avoir un système efficace, économique tout en réduisant les émissions de NOx et SOx). En particulier, reliquéfier les vapeurs du premier gaz avec le deuxième gaz à l’état liquide destiné à retourner dans le réservoir permet de reliquéfier toutes les vapeurs de gaz générées dans la cuve du premier gaz et à la bonne température. La reliquéfaction des vapeurs de premier gaz est indépendante de la consommation de l’installation. Le deuxième gaz est chauffé suite à cet échange de chaleur mais est maintenu liquide de manière à pouvoir être renvoyé dans le réservoir.
Le procédé peut comprendre une ou plusieurs des caractéristiques ou étapes suivantes, prises isolément les unes des autres ou en combinaison les unes des autres :
- la différence de température entre la température d’entrée du deuxième gaz avant l’étape de reliquéfaction et la température de sortie du deuxième gaz après l’étape de reliquéfaction est comprise entre 20°C et 30°C, - la température de sortie du deuxième gaz est inférieure à la température de vaporisation du deuxième gaz à une pression inférieure ou égale à une valeur de pression maximale autorisée de stockage du réservoir,
- les vapeurs du premier gaz reliquéfiées sont transférées dans la cuve à une température supérieure ou égale à une valeur de température minimale devant être supportée par la cuve,
- la pression de sortie du deuxième gaz après la reliquéfaction du premier gaz est de 8 bars,
- la température de sortie du deuxième gaz est comprise entre -155°C et - 105°C à une pression comprise entre 2 et 20 bars,
- la première valeur seuil de température de sortie du premier gaz est sensiblement proche de la température de liquéfaction du premier gaz à pression atmosphérique et la deuxième température seuil est inférieure à la première valeur seuil de 10°C à 40°C à pression atmosphérique,
- la première valeur seuil est de l’ordre de -40°C et la deuxième valeur seuil est de l’ordre de -50°C,
- les vapeurs du premier gaz sont comprimées avant l’échange de chaleur,
- le deuxième gaz est extrait du fond du réservoir,
- l’échange de chaleur pendant l’étape de reliquéfaction est réalisé pendant une opération de chargement du premier gaz ou pendant une opération de refroidissement de la cuve,
- le premier gaz est un gaz de pétrole liquéfié,
- le deuxième gaz est un gaz naturel liquéfié.
L’invention concerne également un système de traitement de gaz d’une installation de stockage de gaz, le système comprenant :
- une cuve dans laquelle est stocké un premier gaz,
- un réservoir dans lequel est stocké un deuxième gaz, le deuxième gaz ayant une température d’ébullition inférieure à celui du premier gaz,
- un premier circuit dans lequel circule au moins une partie des vapeurs du premier gaz depuis la cuve,
- un deuxième circuit dans lequel circule au moins une partie du deuxième gaz à l’état liquide à une température d’entrée depuis le réservoir, et
- un échangeur de chaleur configuré pour reliquéfier au moins une partie des vapeurs du premier gaz par échange de chaleur avec le deuxième gaz à l’état liquide, les vapeurs du premier gaz reliquéfiées étant transférées dans la cuve et le deuxième gaz étant maintenu à l’état liquide à une température de sortie après la reliquéfaction et reconduit dans le réservoir, et pour qu’une température de sortie des vapeurs du premier gaz soit comprise entre une première valeur seuil et une deuxième valeur seuil.
Le dispositif selon l’invention peut comprendre une ou plusieurs des caractéristiques suivantes, prises isolément les unes des autres ou en combinaison les unes des autres :
- l’échangeur de chaleur est configuré pour que la différence de température entre la température d’entrée du deuxième gaz avant l’étape de reliquéfaction et la température de sortie après l’étape de reliquéfaction, est comprise entre 5°C et 55 °C,
le système comprend un compresseur installé en amont du premier circuit de manière à comprimer la vapeur du premier gaz à extraire de la cuve avant l’échange de chaleur,
le deuxième circuit forme avec des conduits connectés chacun au réservoir et au deuxième circuit un circuit fermé,
- le premier gaz est un gaz de pétrole liquéfié,
- le deuxième gaz est un gaz naturel liquéfié.
L’invention concerne également un navire de transport de gaz liquéfié, comportant au moins un système présentant l’une quelconque des caractéristiques susmentionnées.
Selon un deuxième aspect, l’invention propose un procédé de traitement de gaz d’une installation de stockage de gaz, en particulier embarquée sur un navire, le procédé comprenant les étapes suivantes:
- une extraction d’un premier gaz à l’état liquide d’une première cuve ou d’un premier réservoir,
- un premier sous-refroidissement du premier gaz à l’état liquide extrait, et
- un stockage du premier gaz à l’état liquide sous-refroidi en partie inférieure de la première cuve ou du premier réservoir ou d’une seconde cuve ou d’un second réservoir de manière à constituer une couche de réserve de froid du premier gaz à l’état liquide, à l’état liquide sous-refroidi, au fond de la première ou seconde cuve ou du premier ou second réservoir.
Ainsi, le premier gaz sous-refroidi qui est stocké au fond de la cuve ou du réservoir permet de créer une puissance frigorifique qui pourra être utilisée ultérieurement, la réserve de froid étant conservée au fond de la cuve ou du réservoir de manière durable. Cette réserve de froid pourra être utilisée par exemple pour reliquéfier des vapeurs du premier gaz dans la cuve et/ou réduire la pression dans la cuve et dès que nécessaire. Cette réserve de froid peut également être utilisée sans avoir besoin d’alimenter l’installation ou de faire fonctionner des échangeurs de chaleur.
Le procédé peut comprendre une ou plusieurs des caractéristiques ou étapes suivantes, prises isolément les unes des autres ou en combinaison les unes des autres :
- le premier gaz est sous-refroidi à une température supérieure ou égale à une valeur de température minimale devant être supportée par la cuve ou le réservoir,
- la couche de réserve de froid est située dans la première ou seconde cuve ou premier ou second réservoir en-dessous d’une quantité du premier gaz en formant une interface liquide-liquide,
- le premier gaz, à l’état liquide sous-refroidi, est transféré dans la première ou seconde cuve ou premier ou second réservoir via une canalisation qui débouche dans le fond de la première ou seconde cuve ou premier ou second réservoir,
- le premier gaz stocké dans la couche de réserve de froid de la première ou seconde cuve ou premier ou second réservoir est utilisé pour refroidir un gaz à l’état de vapeur,
- le gaz à l’état de vapeur est le premier gaz à l’état de vapeur situé en partie supérieure de la cuve ou réservoir et du premier gaz à l’état liquide,
- le premier gaz stocké dans la couche de réserve de froid est pulvérisé dans la première ou seconde cuves ou premier ou second réservoirs et dans la couche du premier gaz à l’état de vapeur,
- le premier gaz stocké dans la couche de réserve de froid est extrait du fond d’une des cuves ou réservoir et reliquéfie le premier gaz à l’état de vapeur à travers un échangeur de chaleur,
- le premier gaz, à l’état liquide, sous-refroidi est stocké dans la couche de réserve de froid lorsqu’une pression mesurée dans la cuve ou réservoir est inférieure à une première valeur seuil de pression prédéterminée de la cuve ou du réservoir, la première valeur seuil prédéterminée est par exemple comprise entre 1 et 1 ,05 bar absolu,
ladite partie inférieure s’étend sur environ moins de 30% de la hauteur de la cuve ou réservoir mesurée depuis son fond, ledit fond étant l’extrémité la plus inférieure de la cuve ou réservoir,
le premier gaz, à l’état liquide, sous-refroidi est stocké dans la couche de réserve de froid à une température comprise entre une température de liquéfaction du premier gaz moins environ 5°C à pression atmosphérique et une température de liquéfaction moins environ 10°C, le premier gaz à l’état liquide restant dans la première ou deuxième cuve ou premier ou second réservoir étant à une température supérieure à la température de liquéfaction du premier gaz,
le premier gaz sous-refroidi, à l’état liquide, est stocké dans la couche de réserve de froid à une température comprise entre -45° et -55°C, le premier gaz à l’état liquide restant dans la première ou deuxième cuve ou premier ou second réservoir étant à une température supérieure ou égale à -42°C, le premier gaz sous-refroidi est stocké dans la couche de réserve de froid à une température comprise -160° et -170°C, le premier gaz à l’état liquide restant dans la cuve ou réservoir étant à une température supérieure ou égale à -160°C,
le premier sous-refroidissement du premier gaz est réalisé avec un deuxième gaz au moins à l’état liquide extrait d’un réservoir, le deuxième gaz ayant une température d’ébullition inférieure ou égale à celui du premier gaz,
le procédé comprend une vaporisation ou chauffage du deuxième gaz qui est chauffé ou vaporisé par échange de chaleur lors du premier sous- refroidissement du premier gaz de manière à alimenter l’installation, l’installation commande un débit du deuxième gaz devant être vaporisé ou chauffé lors de la vaporisation,
le premier sous-refroidissement du premier gaz est réalisé avec le premier gaz extrait du réservoir qui est détendu et partiellement vaporisé,
le deuxième gaz extrait du réservoir est détendu et partiellement vaporisé avant l’échange de chaleur lors du premier sous-refroidissement,
le deuxième gaz extrait du réservoir est sous-refroidi par échange de chaleur avec le deuxième gaz détendu et partiellement vaporisé, un deuxième sous-refroidissement du premier gaz est réalisé après le premier sous-refroidissement,
le deuxième gaz utilisé pour le deuxième sous refroidissement est extrait du fond du réservoir, ou est sous-refroidi,
le premier et/ou deuxième sous-refroidissement est effectué à l’extérieur des première et deuxième cuves et/ou premier et second réservoirs,
l’échange de chaleur lors du premier sous-refroidissement ou du deuxième sous-refroidissement entre le premier gaz et le deuxième gaz est réalisé de manière qu’une température de sous-refroidissement du premier gaz soit comprise entre une première valeur seuil et une deuxième valeur seuil, la température de sortie du deuxième gaz après le deuxième sous- refroidissement est comprise entre -155° et -105°C à une pression comprise entre 2 et 20 bars,
le deuxième gaz chauffé, vaporisé ou partiellement vaporisé est réchauffé pour alimenter l’installation,
le procédé comprend en outre une étape de reliquéfaction dans laquelle des vapeurs du premier gaz circulant dans un premier circuit depuis la cuve sont reliquéfiées par échange de chaleur avec le deuxième gaz à l’état liquide ayant une température d’entrée et circulant dans un deuxième circuit , les vapeurs du premier gaz reliquéfiées étant transférées dans la cuve et le deuxième gaz étant maintenu à l’état liquide à une température de sortie après la reliquéfaction et reconduit dans le réservoir, l’échange de chaleur entre le premier gaz et le deuxième gaz étant réalisé de manière qu’une température de sortie des vapeurs du premier gaz reliquéfiées soit comprise entre une première valeur seuil et une deuxième valeur seuil,
les vapeurs du premier gaz sont reliquéfiées lorsqu’une pression mesurée dans la cuve ou réservoir est supérieure à une deuxième valeur seuil de pression prédéterminée de la cuve ou réservoir,
la deuxième valeur seuil est par exemple comprise entre 1 et 1 ,05 bar absolu,
le deuxième gaz réchauffé est comprimé de manière à alimenter l’installation,
le premier gaz est un gaz naturel liquéfié ou un gaz de pétrole liquéfié, le deuxième gaz est un gaz naturel liquéfié, La présente invention concerne également un système de traitement de gaz d’une installation de stockage de gaz, en particulier embarquée sur un navire, le système comprenant :
- une cuve ou réservoir dans laquelle est stocké un premier gaz à l’état liquide;
- un premier échangeur de chaleur configuré pour réaliser un premier sous- refroidissement du premier gaz extrait de la cuve, à l’état liquide, ou réservoir, par une première canalisation, et
- une deuxième canalisation connecté au premier échangeur de chaleur débouche en partie inférieure de la cuve ou réservoir ou d’une autre cuve ou réservoir de manière à stocker le premier gaz sous-refroidi au fond de la cuve ou réservoir pour constituer une couche de réserve de froid du premier gaz à l’état liquide.
Le dispositif selon l’invention peut comprendre une ou plusieurs des caractéristiques suivantes, prises isolément les unes des autres ou en combinaison les unes des autres :
- le premier gaz est stocké dans la même cuve ou le même réservoir duquel celui-ci est extrait,
- le dispositif comprend un réservoir dans lequel est stocké un deuxième gaz à l’état liquide, le deuxième gaz ayant une température d’ébullition inférieure ou égale à celui du premier gaz,
- le deuxième gaz à l’état liquide circule dans une deuxième canalisation connectée avec le premier échangeur de chaleur de manière à réaliser le premier sous-refroidissement du premier gaz,
- le dispositif comprend un deuxième échangeur de chaleur configuré pour réaliser un deuxième sous-refroidissement du premier gaz avec le deuxième gaz à l’état liquide,
- le fond de la cuve ou réservoir comprend une sortie connectée à une première extrémité d’une tuyauterie, la tuyauterie comprenant une deuxième extrémité couplée à une rampe de pulvérisation installée en partie supérieure de la cuve ou réservoir,
- un dispositif de chauffage dans lequel circule le deuxième gaz réchauffé, vaporisé ou partiellement vaporisé dans le premier échangeur de chaleur,
- des moyens de dépressurisation sont montés en amont du premier échangeur de chaleur, - le deuxième échangeur de chaleur est configuré de manière à fournir le deuxième gaz à une température de sortie comprise entre -155° et -105°C à une pression comprise entre 2 et 20 bars,
- le dispositif comprend un troisième échangeur de chaleur configuré pour reliquéfier au moins une partie des vapeurs du premier gaz par échange de chaleur avec le deuxième gaz à l’état liquide, les vapeurs du premier gaz reliquéfiées étant transférées dans la cuve et le deuxième gaz étant maintenu à l’état liquide à une température de sortie après la reliquéfaction et reconduit dans le réservoir, et pour qu’une température de sortie des vapeurs du premier gaz soit comprise entre une première valeur seuil et une deuxième valeur seuil,
- le dispositif comprend un quatrième échangeur de chaleur configuré pour vaporiser partiellement le deuxième gaz circulant dans un circuit primaire et pour sous-refroidir le deuxième gaz circulant dans circulant dans un circuit secondaire,
- le circuit primaire est agencé en aval du moyen de dépressurisation et en amont du premier échangeur de chaleur (selon le sens de la circulation du fluide dans l’échangeur de chaleur),
- le circuit secondaire est agencé en amont du deuxième échangeur de chaleur (selon le sens de la circulation du fluide dans l’échangeur de chaleur),
- un compresseur est destiné à comprimer le deuxième gaz chauffé ou vaporisé,
- le premier gaz est un gaz naturel liquéfié ou un gaz de pétrole liquéfié,
- le deuxième gaz est un gaz naturel liquéfié,
L’invention concerne également un navire de transport de gaz liquéfié, comportant au moins un système présentant l’une quelconque des caractéristiques susmentionnées.
4. LISTE DES FIGURES
L’invention sera mieux comprise et d’autres détails, caractéristiques et avantages de la présente invention apparaîtront plus clairement à la lecture de la description qui suit, faite à titre d’exemple non limitatif et en référence aux dessins annexés, dans lesquels : La figure 1 représente un mode de réalisation d’un système de traitement de gaz selon l’invention, qui équipe ici une installation de stockage de gaz, en en particulier sur un navire,
La figure 2 représente un autre mode de réalisation d’un système de traitement de gaz selon l’invention,
La figure 3 représente un autre mode de réalisation d’un système de traitement de gaz selon l’invention,
La figure 4 illustre un autre mode de réalisation d’un système de traitement de gaz selon l’invention,
La figure 5 est une variante du mode de réalisation de la figure 4, et
La figure 6 illustre un autre mode de réalisation d’un système de traitement de gaz selon l’invention.
5. DESCRIPTION DETAILLE DE L'INVENTION
La figure 1 montre un premier mode de réalisation d’un système de traitement des gaz 1 d’une installation 2 de stockage de gaz selon l’invention. Ce système de traitement permet le refroidissement d’un ou de plusieurs gaz et/ou une reliquéfaction de vapeurs d’un ou de plusieurs gaz et/ou la vaporisation ou réchauffement d’un ou de plusieurs gaz.
Nous entendons dans la présente invention par le terme « reliquéfaction » la condensation des vapeurs d’un gaz permettant de le ramener à un état liquide.
Dans la présente invention, le système 1 est installé sur un navire, tel qu’un navire de transport de gaz, en particulier du type VLGC (pour l’expression anglaise Very Large Gas Carrier). Les navires de ce type ont une capacité de l’ordre de 80000 m3.
Dans un navire de transport de gaz, par exemple du type méthanier, une installation de production d'énergie est prévue pour pourvoir aux besoins énergétiques du fonctionnement du navire, notamment pour la propulsion du navire et/ou la production d'électricité pour les équipements de bord.
L’installation de stockage de gaz 2 peut être l’installation de production d’énergie. Une telle installation comprend couramment des machines thermiques 3, telles que le moteur du navire consommant du gaz provenant de la cargaison de gaz transportée dans le ou les réservoirs/cuves du navire.
Sur ce navire, le ou les gaz sont stockés à l’état liquide dans plusieurs cuves 4 ou réservoirs 5 à très basse température, voire à des températures cryogéniques. Les cuves 4 et les réservoirs 5 peuvent contenir chacun un gaz sous forme liquéfié ou à l’état liquide à une pression et une température prédéterminées. Un ou plusieurs cuves 4 et/ou réservoirs 5 du navire peuvent être relié(e)s à l’installation 2 par le système 1 selon l’invention. Chaque cuve et réservoir comprennent pour cela une enveloppe destinée à isoler les gaz stockés à leur température de stockage de l’environnement extérieur.
Le navire est chargé avec du gaz naturel (GN) stocké dans un réservoir 5 et des gaz de pétrole (GP) stockés dans une ou plusieurs cuves 4. Chaque cuve et/ou réservoir 4, 5 peut avoir une capacité comprise entre 1 000 à 50 000 m3. Le nombre de cuves 4 et de réservoirs 5 n’est pas limitatif. Il est par exemple compris entre 1 et 6. Dans la suite de la description, les termes « le réservoir » et « la cuve » devront être interprétés respectivement comme « le ou chaque réservoir » et « le ou chaque cuve ».
Le gaz naturel (GN) est par exemple du méthane ou un mélange de gaz comportant du méthane. Le gaz naturel est stocké à l’état liquide 5a dans le réservoir par exemple à une température cryogénique de l’ordre de -160°C à pression atmosphérique. Le gaz naturel à l’état liquide ou gaz naturel liquéfie 5a est siglé « GNL ». Le réservoir 5 comprend également des vapeurs de gaz 5b résultant d’une évaporation, en particulier naturelle, du GNL dans le réservoir. L’évaporation ou vapeur 5b est désignée par le signe « BOG » ou « NBOG » pour l’évaporation naturelle au contraire de « FBOG » pour l’évaporation forcée. Le GNL 5a est stocké, naturellement, au fond du réservoir 5 tandis que les BOG 5b de GNL sont situées au-dessus du niveau N1 de GNL 5a dans le réservoir, appelé ciel gazeux. Le BOG 5b de GNL dans le réservoir est dû aux entrées de chaleur de l’environnement extérieur à l’intérieur du réservoir 5 et à des mouvements du GNL 5a au sein du réservoir 5 dus aux mouvements de la mer par exemple.
Le gaz de pétrole (GP) comprend le propane, le butane, le propylène, l’ammoniac, l’éthane, le propylène, l’éthylène, ou un mélange de gaz comportant ces compositions. Le gaz de pétrole est stocké à l’état liquide 4a dans la cuve 4 à une température de l’ordre de -42°C à pression atmosphérique. Le gaz de pétrole à l’état liquide 4a ou gaz de pétrole liquéfie est siglé « GPL ». La cuve 4 comprend également des vapeurs de gaz 4b qui résulte d’une évaporation, en particulier naturelle, du GPL dans la cuve. De même, le GPL 4a est stocké, naturellement, au fond de la cuve 4 tandis que les vapeurs de gaz de GPL sont situées au-dessus du niveau N2 du GPL 4a dans la cuve, dans le ciel gazeux. Comme cela a été expliqué précédemment pour le GNL, l’évaporation de GPL (BOG ou NBOG) dans la cuve 4 est due également aux entrées de chaleur de l’environnement extérieur à l’intérieur de la cuve, aux mouvements de fluide lors des voyages (mer, GPL), lors du chargement du GPL dans la cuve 4 et lors du refroidissement de la cuve pour ramener la température de la cuve à une température d’équilibre.
Lors du refroidissement, ici de la cuve 4 qui consiste à ramener la température ambiante de l’enveloppe de la cuve à une température d’équilibre, le gaz liquéfié est pulvérisé sur les parois de la cuve quasiment vide. L’évaporation du gaz génère le froid nécessaire au refroidissement de l’enveloppe. Lors de cette opération qui dure environ 10h, il y a très peu de vapeurs de GPL produites par l’évaporation naturelle (NBOG) puisque la cuve est quasiment vide. En revanche, la pulvérisation du GPL sur les parois pour leur refroidissement génère une grande quantité de vapeurs de GPL de l’ordre de 10900 kg/h. Cette opération de refroidissement des cuves de GPL peut s’appliquer au refroidissement de réservoir de GNL.
Lors du chargement du GPL, la cuve comprend une quantité importante de BOG qui provient du refroidissement de la cuve et aussi du NBOG généré par le GPL qui se réchauffe dans la cuve. Les vapeurs dues au refroidissement ne sont pas reliquéfiées par le GPL chargé dans la cuve. L’opération de chargement dure environ 18h. Environ 13900 kg/h de BOG est généré dans la cuve. La pression dans la cuve est maintenue au-dessus de la pression atmosphérique lors du chargement de la cuve.
Dans le mode de réalisation représenté sur la figure 1 , le système 1 représenté comprend quatre cuves 4 de GPL et un réservoir 5 de GNL. Le système 1 comprend également un échangeur de chaleur 6 qui permet des échanges thermiques entre les vapeurs 5b de GNL, les vapeurs 4b de GPL, le GPL 4a liquide et le GNL 5a liquide. Dans le présent exemple, l’échangeur de chaleur 6 comprend plusieurs circuits ou conduits, ici au moins un premier circuit 6a, un deuxième circuit 6b, un premier conduit 6c, et un deuxième conduit 6d, dans lesquels circulent du GN ou du GP à l’état liquide ou de vapeurs.
L’échangeur de chaleur 6 est configuré de manière que le premier circuit 6a échange de la chaleur avec le deuxième circuit 6b pour maintenir le GNL issu du réservoir à l’état liquide et reliquéfier des vapeurs 4b de GPL issues de la cuve 4 simultanément. Le GNL en sortie de l’échangeur de chaleur 6, en particulier du deuxième circuit 6b, est envoyé dans le réservoir 5 et les vapeurs de GPL reliquéfiees sont envoyées dans la cuve 4.
Pour cela, la cuve 4 comprend une sortie qui est reliée à une première extrémité d’une première canalisation 7 dans laquelle circule des vapeurs 4b de GPL. La sortie de la cuve 4 est située en partie supérieure de la cuve 4 où se trouve le ciel gazeux avec les vapeurs 4b (NBOG) de GPL. La première canalisation 7 est reliée à une entrée d’un compresseur 8 qui assure la circulation des vapeurs 4b de GPL dans la première canalisation 7. Cette dernière comprend une deuxième extrémité qui est reliée à une entrée du premier circuit 6a. Les vapeurs de GPL sont destinées à être reliquéfiées par échange de chaleur avec le froid du GNL et pour maintenir le GNL à l’état liquide. Une sortie du premier circuit 6a est reliée à une première extrémité d’une deuxième canalisation 9 dans laquelle circulent les vapeurs de GPL reliquéfiées. La deuxième canalisation 9 comprend une deuxième extrémité qui est immergée dans le GPL ou qui est connectée à un plongeur 9a immergé dans la cuve. De manière alternative, la deuxième canalisation 9 est connectée à une rampe 10 de pulvérisation de GPL. La rampe 10 est agencée dans la cuve 4 et en partie supérieure de celle-ci, suivant un axe vertical dans le plan de la figure 1 , de manière à pulvériser les vapeurs de GPL reliquéfiées dans le ciel gazeux du GPL. Ceci permet de forcer la recondensation du NBOG dans la cuve.
Le système 1 comprend des pompes qui sont installées dans le réservoir 5 pour extraire le GNL de celui-ci. En particulier, une première pompe 1 1 a et une deuxième pompe 1 1 b sont immergées dans le GNL, et sont de préférence situées au fond du réservoir 5 afin de s’assurer qu’elles ne soient alimentées qu’en GNL. La première pompe 1 1 a est reliée à une première extrémité d’une troisième canalisation 12. La première pompe 1 1 a permet de forcer la circulation du GNL dans la troisième canalisation 12. Le débit volumique du GNL de cette première pompe 1 1 a est de l’ordre de 130 m3/h. La deuxième extrémité de cette troisième canalisation 12 est reliée à une entrée du deuxième circuit 6b dans lequel circule du GNL 5a issu du réservoir 5. Le deuxième circuit 6b comprend une sortie connectée à une première extrémité d’une quatrième canalisation 13 dans laquelle circule également du GNL 5a. La quatrième canalisation 13 comprend une deuxième extrémité qui est connectée au réservoir 5. La troisième et la quatrième canalisations 12, 13 permettent une recirculation du GNL du réservoir vers le réservoir à travers l’échangeur de chaleur 6. Plus précisément encore, le deuxième circuit 6b, la troisième et la quatrième canalisation 12, 13 forment un circuit fermé. Le GNL est extrait du réservoir à une température de -160°C. La température de sortie du GNL et/ou la pression de sortie du GNL sont contrôlées pour que le GNL ne se vaporise pas lors de l’échange de chaleur avec les vapeurs de GPL. Pour cela, un capteur de température est prévu, par exemple sur la quatrième canalisation 13, pour contrôler la température du GNL renvoyé vers le réservoir. De manière avantageuse, la température de sortie prédéterminée du GNL est inférieure, par exemple de 5°C, de la température d’évaporation du GNL à une valeur de pression autorisée de stockage du réservoir, par exemple de l’ordre de 8 bars. La pression de stockage du réservoir 5 pour contenir le GNL est comprise entre 2 et 20 bars. La pression de sortie du GNL de l’échangeur de chaleur 6 doit être inférieure à la pression maximale de stockage du réservoir. Le GNL est ainsi chauffé sans être vaporisé. La température de sortie des vapeurs de GPL reliquéfiées est comprise entre une première valeur seuil et une deuxième valeur seuil. La première valeur seuil de température de sortie du GPL gaz est sensiblement proche de sa température de liquéfaction, à pression atmosphérique et, la deuxième température seuil est inférieure à la première valeur seuil de 10°C à 40°C à pression atmosphérique. Dans le présent exemple, la première valeur seuil est de -40° alors que la deuxième valeur seuil est de l’ordre de -55°C. De manière avantageuse, la température de sortie des vapeurs de gaz reliquéfiées est de l’ordre de -42°C. Cet échange de chaleur permet que les vapeurs de GPL soient reliquéfiées à une température adéquate qui ne soit pas trop froide, notamment qui soit supérieure ou égale à une valeur de température minimale devant être supportée par la cuve 4. Les valeurs de température susmentionnées pour le GPL dans cet exemple et dans la suite de la description, sont des exemples de températures liés au propane. Il est entendu que les valeurs de température des autres composés du GPL s’appliquent à l’invention.
L’échangeur de chaleur 6 est également configuré de manière que le premier conduit 6c échange de la chaleur avec le deuxième conduit 6d pour réaliser une évaporation forcée du GNL issu du réservoir et un sous-refroidissement du GPL issu de la cuve 4 simultanément. Nous entendons dans la présente invention par le terme sous-refroidissement un abaissement de la température du gaz liquéfié en dessous de sa température de liquéfaction. Le gaz liquéfié est par exemple sous- refroidi d’environ 5° C à 20°C en-dessous de sa température de liquéfaction. Il est entendu que le stockage du gaz liquéfié sous-refroidi, dans la présente invention, dépend de la pression de stockage du gaz liquéfié. Le GNL vaporisé (FBOG) est destiné à alimenter l’installation 2, et en particulier ici le moteur du navire. Le GPL sous-refroidi (à l’état liquide) est envoyé dans la cuve 4. En particulier, le premier conduit 6c est configuré pour faire circuler du gaz de pétrole, et en particulier du GPL 4b dans l’échangeur de chaleur 6. Le premier conduit 6c comprend une entrée qui est reliée à une des extrémités d’une cinquième canalisation 14 dans laquelle circule du GPL extrait du réservoir. L’autre extrémité de la cinquième canalisation 14 est connectée à une troisième pompe 15 immergée dans le GPL. Cette troisième pompe 15 est également installée dans le fond de la cuve 4 pour ne prélever que du GPL et faire circuler le GPL dans cette canalisation 14. Le premier conduit 6c comprend une sortie qui est reliée à une sixième canalisation 16 qui est destinée à renvoyer du GPL sous-refroidi (à l’état liquide) dans la cuve 4. La sixième canalisation 16 peut être connectée à la rampe 10 de pulvérisation ou à la deuxième canalisation 9, ou encore au plongeur 9a pour renvoyer le GPL dans la cuve. De préférence, le GPL sous-refroidi est stocké au fond de la cuve 4 dans une couche de réserve de froid 4c située dans l’espace intérieur de la cuve et en partie inférieure de la cuve. Cette couche 4c pourra être utilisée ultérieurement. De préférence, mais non limitativement, la deuxième extrémité de la canalisation 9 ou celle du plongeur est située en partie inférieure de la cuve 4, suivant un axe vertical dans le plan de la figure 1 pour y stocker le GPL sous-refroidi. Le sous- refroidissement a lieu à l’extérieur de la cuve ou de tout autre cuve ou réservoir. Le sous-refroidissement n’est pas immergé dans un gaz liquéfié par exemple. De plus, la couche de réserve de froid 4c est située dans l’espace intérieur de la cuve, au fond de la cuve. La couche de réserve de froid est en-dessous du GPL de la cuve, suivant un axe vertical par rapport à la figure 1 , en formant une interface liquide- liquide. En d’autres termes, il n’y a pas de cloison, de sous cuve ou de compartiment dans la cuve qui sépare le GPL restant/déjà dans la cuve et le GPL sous-refroidi stocké dans cette couche de réserve.
Le deuxième conduit 6d permet une vaporisation du GNL 5a issu du réservoir 5. Pour cela, la deuxième pompe 1 1 b, qui est immergée dans le GNL, est reliée à une première extrémité d’une septième canalisation 17 dans laquelle circule le GNL vers, l’installation 2, ici le moteur du navire. La deuxième pompe 1 1 b permet la circulation du GNL dans la septième canalisation 17 à un débit volumique inférieur à celui de la première pompe 1 1 a. Dans le présent exemple, le débit volumique du GNL dans la septième canalisation 17 est de l’ordre de 4 m3/h. Une deuxième extrémité de la septième canalisation 17 est connectée à une entrée du deuxième conduit 6d. Ce dernier comprend une sortie qui est connectée à une huitième canalisation 18 dans laquelle circulent des vapeurs 5a de GNL formée par échange de chaleur avec le GPL pour alimenter, par exemple le moteur du navire. Lors de cet échange de chaleur vaporisation-sous-refroidissement, la température du GNL est relevée. C’est-à-dire que sa température est au-dessus de sa température de liquéfaction à pression atmosphérique. La température du GNL est rectifiée par un dispositif de chauffage, non représenté ici, selon les spécifications du moteur. La pression de sortie du GNL, par exemple requise par le moteur du navire, est de l’ordre de 17 bars. En ce qui concerne, le GPL, sa température d’entrée dans le circuit 6c est d’environ 1 bar. La température de sortie du GPL sous-refroidi est supérieure ou égale à une valeur de température minimale devant être supportée par la cuve ou réservoir. Ici, la température de sortie est de l’ordre de -52 °C (à pression de stockage dans la cuve).
Sur la figure 1 , les vapeurs de GPL sont extraites d’une cuve et les vapeurs de GPL reliquéfiées sont envoyées dans une autre cuve adjacente. De même, le GPL extrait d’une cuve et sous-refroidi est renvoyée dans la même cuve. Bien entendu, d’autres agencements sont possibles.
Sur la figure 1 , l’échangeur de chaleur 6 est séparé des cuves ou réservoir. L’échangeur de chaleur 6 est disposé à l’extérieur des cuves et des réservoirs. L’échangeur de chaleur ne se trouve pas dans une autre cuve ou un autre réservoir où est stocké du gaz liquéfié.
De manière avantageuse, l’échangeur de chaleur est un échangeur à tubes, à plaques ou à serpentins.
Dans le mode de réalisation illustré sur la figure 2, le système 1 comprend plusieurs échangeurs de chaleur qui permettent des échanges thermiques entre les vapeurs de GNL, les vapeurs de GPL, les GNL et/ou les GPL. Ce système diffère notamment du premier mode de réalisation par le nombre d’échangeurs de chaleur. En particulier, dans le présent exemple, le système comprend au moins deux échangeurs de chaleur dénommés ci-après échangeur de chaleur 20 d’évaporation, échangeur de chaleur 21 principal. Sur la figure 2, un seul réservoir 5 et une seule cuve 4 sont représentés. Bien entendu, le système peut comprendre d’autres réservoirs et cuves. Le système 1 comprend également les pompes 1 1 a, 1 1 b et 15 qui sont installées dans le réservoir 5 et dans la cuve 4. En particulier, une première pompe et une deuxième pompe sont immergées dans le GNL, et sont de préférence situées au fond du réservoir afin de s’assurer qu’elles ne soient alimentées qu’en GNL. Le débit de la première pompe est également d’environ 130 m3/h et le débit de la deuxième pompe est d’environ 4 m3/h.
L’échangeur de chaleur 21 principal est configuré pour reliquéfier les vapeurs 4b de GPL par échange de chaleur avec le froid du GNL 5a et pour maintenir le GNL à l’état liquide simultanément. Le GNL est renvoyé vers le réservoir 5 sans être vaporisé et les vapeurs de GPL reliquéfiées sont renvoyées dans la cuve 4. L’échangeur de chaleur 21 principal comprend le premier circuit 6a et le deuxième circuit 6b. Le premier circuit 6a est connecté, d’une part à la première canalisation 7 couplée à la cuve 4, et d’autre part à la deuxième canalisation 9 couplée également à la cuve 4. Un premier compresseur 8 est également prévu sur la première canalisation 7 pour assurer la circulation des vapeurs 4b de GPL dans celle-ci vers l’échangeur de chaleur 21.
L’échangeur de chaleur 20 est configuré pour vaporiser le GNL issu du réservoir et pour sous-refroidir le GPL issu de la cuve 4 simultanément. Le GNL doit subir une évaporation forcée pour élever la température du GNL à la température requise, par exemple pour le moteur du navire devant être alimenté avec les vapeurs de GNL. L’échangeur de chaleur 20 comprend le premier conduit 6c et le deuxième conduit 6d. Le deuxième conduit 6d est connecté d’une part à la septième canalisation 17 connectée au réservoir et d’autre part à la huitième canalisation 18 qui transfère le GNL vers le moteur du navire. Le premier conduit 6c est connecté, d’une part à la première canalisation 14 couplée à la cuve 4, et d’autre part à la sixième canalisation 16 couplée à la cuve 4, et en particulier au fond de la cuve 4.
Sur la figure 2, le système 1 comprend également un troisième échangeur de chaleur dénommé échangeur de chaleur 22 auxiliaire. Ce dernier permet un deuxième sous-refroidissement du GPL avec le froid du GNL et de maintenir le GNL à l’état liquide. Le GNL à l’état liquide est renvoyé vers le réservoir et le GPL sous- refroidi est renvoyé vers la cuve.
De manière avantageuse, mais non limitativement, les échangeurs de chaleur 20, 21 , 22 sont séparés des cuves et des réservoirs.
Avantageusement, mais non limitativement, les échangeurs de chaleur 20, 21 , 22 sont des échangeurs à tubes, à plaques ou à serpentins.
L’échangeur de chaleur auxiliaire 22 comprend un troisième circuit 6e dans lequel circule du GNL et un quatrième circuit 6f dans lequel circule du GPL, en particulier sous-refroidi. Le troisième circuit 6e comprend une entrée couplée à une neuvième canalisation 23 qui est connectée au réservoir 5. Comme nous pouvons le voir sur la figure 2, la neuvième canalisation 23 est une portion dérivation de la septième canalisation 17 qui extrait le GNL du fond du réservoir 5 au moyen de la pompe 1 1 b. Le troisième circuit 6e comprend une sortie qui est connectée à une dixième canalisation 24 qui renvoie le GNL maintenu à l’état liquide vers le réservoir 5. Dans cet exemple de réalisation, la dixième canalisation 24 est couplée à une portion de la quatrième canalisation 13 renvoyant le GNL vers le réservoir 5, par exemple par une vanne, telle qu’une vanne trois voies. Le quatrième circuit 6f comprend une entrée qui est couplée à une onzième canalisation 25 dans lequel circule du GPL extrait du fond du réservoir. La onzième canalisation est ici couplée à la canalisation 16 dans laquelle circule du GPL sous-refroidi et par une vanne 29, telle qu’une vanne trois voies. Le quatrième circuit 6f comprend une sortie qui est couplée à une douzième canalisation 26 qui est reliée à la cuve. Suivant cet exemple de réalisation, la douzième canalisation 26 est couplée à un portion de la dixième canalisation ou à la canalisation 9. Le GPL sous-refroidi par échange de chaleur avec le GNL est pulvérisé dans le ciel gazeux ou est stocké au fond de la cuve 4 dans la couche de réserve de froid 4c. La neuvième canalisation 23 peut être reliée à la canalisation 16 par une vanne 27. De même, la canalisation 23 peut être reliée à la canalisation 9 par une vanne 28. De préférence, mais de manière non limitative, la ou les vannes 27, 28 sont des vannes trois voies. La canalisation 16 est reliée à une rampe 10 de pulvérisation de GPL pour pulvériser des gouttelettes de GPL dans le ciel gazeux de la cuve 4 et forcer la recondensation du NBOG dans la cuve 4. La troisième pompe 15 est configurée pour forcer la circulation de GPL dans la ou les canalisations 14, 16, 25 depuis le fond de la cuve jusqu’à la rampe 10 de pulvérisation. De part cette configuration, le GPL sous-refroidi est transféré directement dans la cuve ou vers la rampe 10 ou est transféré vers l’échangeur de chaleur 22 auxiliaire pour un deuxième sous-refroidissement avec du GNL.
Sur la figure 2, le système comprend en outre une conduite 30 pour extraire les vapeurs 5b de GNL dans le réservoir 5 de manière à contrôler la pression du réservoir 5 et à alimenter l’installation 2 en gaz combustible. Un deuxième compresseur 31 est monté sur cette conduite 30 pour assurer la circulation des vapeurs 5a de GNL vers le moteur et maintenir la pression dans le réservoir. Cette conduite 30 est raccordée à la portion de canalisation 18 où circule du GNL réchauffé ou vaporisé vers le moteur du navire. De manière avantageuse, mais non limitativement, un dispositif de chauffage 32 est disposé en amont de l’installation de manière à ajuster la température du GNL à la température requise et à s’assurer que tout le GNL est vaporisé. Le dispositif de chauffage 32 est ici un réchauffeur.
Dans un troisième mode de réalisation de l’invention illustré sur la figure 3, le système 1 comprend également plusieurs échangeurs de chaleur. En particulier, le système 1 comprend :
l’échangeur de chaleur principal 21 qui est configuré pour reliquéfier les vapeurs 4b de GPL par échange de chaleur avec le froid du GNL 5a et pour maintenir le GNL à l’état liquide,
l’échangeur de chaleur 20 d’évaporation qui est configuré pour vaporiser le GNL issu du réservoir 5 et pour sous-refroidir le GPL issu de la cuve 4, et l’échangeur de chaleur auxiliaire 22’ qui est configuré pour sous-refroidir du GPL et maintenir le GNL à l’état liquide.
Le système 1 de ce mode de réalisation diffère du mode de réalisation illustré sur la figure 2 en ce qu’il comprend un quatrième échangeur de chaleur 40 agencé en amont de l’échangeur de chaleur 20. L’échangeur de chaleur 40 est de préférence, mais non limitativement, un évaporateur sous vide (ESV) destiné à générer du froid. L’évaporateur sous vide 40 comprend un circuit primaire 42 qui comprend une entrée et une sortie. L’entrée est reliée à la septième canalisation 17 dans laquelle circule du GNL issu du réservoir. La sortie du circuit primaire 42 est connectée à une première extrémité d’une canalisation 44. Cette dernière comprend une deuxième extrémité qui est reliée à l’entrée du circuit 6d de l’échangeur de chaleur 20. Des moyens de dépressurisation 41 sont prévus sur la canalisation 17 et en amont de l’évaporateur sous vide 40. Les moyens de dépressurisation 41 permettent d’obtenir un gaz dans un état diphasique liquide- vapeur en abaissant la pression et la température du gaz. Les moyens de dépressurisation 41 comprennent ici une vanne de détente, telle qu’une vanne Joules-Thomson. Le GNL qui entre dans les moyen de dépressurisation 41 est à une température de l’ordre de -134°C et à une pression de l’ordre de 8 bars. En sortie de la vanne de détente, le GNL est refroidi à une température d’environ - 160°C et à une pression de l’ordre de 1 bar. Le GNL diphasique entre dans l’évaporateur sous vide 40 où est réalisé un échange de chaleur avec du GNL extrait du réservoir. Plus précisément, l’évaporateur sous vide 40 comprend un circuit secondaire 43 qui comprend une entrée et une sortie. L’entrée du circuit secondaire 43 est reliée à une canalisation de dérivation 45 dans laquelle circule du GNL issu du réservoir 5. Cette canalisation de dérivation 45 est issue de la septième canalisation 17 couplée à la pompe 1 1 b. Bien entendu, la canalisation 45 pourrait être reliée à une autre pompe immergée au fond du réservoir. La sortie du circuit secondaire est reliée à la canalisation 23 renvoyant le GNL au fond du réservoir 5. Dans ce mode de réalisation, la canalisation 23 est couplée à l’entrée du circuit 6e de l’échangeur de chaleur 22. Dans cet évaporateur sous vide 40, le GNL circulant dans le circuit secondaire 43 est sous-refroidi en récupérant la chaleur latente du GNL diphasique et circulant dans le circuit 42. Le GNL sous- refroidi (à l’état liquide) est transféré dans le réservoir. Le GNL diphasique circulant dans le circuit primaire 42 est chauffé ou vaporisé puis transféré vers l’échangeur d’évaporation 20. Le température de sortie du GNL en sortie du circuit primaire 42 est comprise entre -160 et -134°C et une pression de l’ordre de 1 bar. La température de sortie du GNL sous-refroidi est de l’ordre de -160°C à une pression comprise entre 2 et 20 bars. Lorsque le GNL sous-refroidi circule à travers l’échangeur de chaleur 22, celui-ci est configuré pour maintenir le GNL issu de l’évaporateur sous vide 40 à l’état liquide. En effet, le GNL issu du circuit 43 peut échanger de la chaleur avec du GPL sous-refroidi issu de l’échangeur de chaleur 20 selon un mode de fonctionnement du système décrit ci-après. Dans ce cas, le GNL traversant le circuit 6e est chauffé mais pas vaporisé.
Sur la figure 3, le système 1 comprend en outre un compresseur 46 qui est installé en aval du dispositif de chauffage 32. Ce compresseur 46 permet de comprimer le GNL vaporisé à la pression requise par l’installation 2.
Dans cet exemple de réalisation, le sous-refroidissement est effectué à l’extérieur des cuves et du réservoir. En d’autres termes, les échangeurs de chaleur sont séparés des cuves et du réservoir.
Dans un premier mode de fonctionnement (REFROIDISSEMENT) du système 1 de traitement des gaz pour l’installation 2 de production d’énergie tel qu’illustré sur la figure 2, le GNL est utilisé pour reliquéfier les vapeurs 4b de GPL. Du GNL est également utilisé pour alimenter l’installation 2, en particulier le moteur du navire et les autres machines thermiques pour les besoins de production d’énergie. Ce premier mode de fonctionnement est opéré lors du refroidissement de la cuve de GPL. En effet, comme nous l’avons expliqué précédemment, une très grande quantité de vapeur 4b de GPL est générée lors de cette opération (environ 10900 kg/h). Cette quantité de vapeur 4b générées est supérieure à la quantité de vapeurs 4b (NBOG) générées lors du voyage du navire pour transporter le GPL. Dans le cadre du refroidissement des parois de la cuve, les besoins en énergie du moteur avec du gaz combustible sont très basses. La consommation de l’installation 2 est de l’ordre de 500kg/h en vapeur de GNL. Le système utilise l’échangeur de chaleur 21 principal pour gérer les vapeurs 4b de GPL générées lors du refroidissement. Les vapeurs 4b de GPL sont extraites de la cuve 4 par le compresseur 8 qui assure leurs circulations dans la première canalisation 7. Les vapeurs 4b de GPL circulant dans le premier circuit 6a sont reliquéfiées par le froid du GNL circulant dans le deuxième circuit 6b via la troisième canalisation 12 depuis le fond du réservoir 5. Il est entendu que le GNL qui se trouve au fond de la cuve est plus froid que le GNL proche de la surface N1 , soit à l’interface entre le GNL et le ciel gazeux. Suite à la reliquéfaction, les vapeurs de GPL reliquéfiées sont transférées dans la cuve 4 et le GNL est maintenu à l’état liquide puis reconduit dans le réservoir 5. Les vapeurs 4b de GPL entrent dans l’échangeur de chaleur 21 principal à une température de l’ordre de 0°C et à une pression proche de la pression atmosphérique. L’échange de chaleur 21 principal est réalisé de manière que la température de sortie des vapeurs de GPL reliquéfiées soit comprise entre une première valeur seuil et une deuxième valeur seuil. La première et la deuxième valeur seuil sont considérées à pression égale ou supérieure à la pression atmosphérique. Ces valeurs seuils de températures sont supérieures ou égales à une valeur de température minimale supportée par la cuve 4. De manière avantageuse, la première valeur seuil de température de sortie des vapeurs 4b de GPL est de -40°C à une pression égale ou supérieure à la pression atmosphérique et la deuxième valeur seuil de température de sortie des vapeurs de GPL reliquéfiées est de l’ordre de -50°C à une pression égale ou supérieure à la pression atmosphérique. De préférence, mais non limitativement, la température de sortie de vapeurs de GPL reliquéfiées est de -42°C à pression égale ou supérieure à la pression atmosphérique. De la sorte, l’échange de chaleur est contrôlé pour que les vapeurs de GPL reliquéfiées ne soient pas trop froides.
De même, l’échange de chaleur est réalisé de manière que la température de sortie du GNL après la reliquéfaction soit comprise entre une première valeur seuil et une deuxième valeur seuil de température à une pression comprise entre 6 et 20 bars. Comme nous l’avons vu lors du premier mode de réalisation en relation avec la figure 1 , le GNL doit être chauffé mais pas vaporisé. L’échangeur de chaleur 21 principal est configuré pour que la différence de température entre la température d’entrée du GNL avant la reliquéfaction et la température de sortie du GNL après la reliquéfaction soit comprise entre 5°C et 55°C. De préférence, mais non limitativement, cette différence de température est de 26°C. Ici, le GNL entre dans l’échangeur de chaleur 21 principal, avant la reliquéfaction, à une température d’entrée de l’ordre de -160°C et à une pression comprise entre 2 et 20 bars. La première valeur seuil est de l’ordre de -155°C et la deuxième valeur seuil est de l’ordre de -105°C. De préférence, mais non limitativement la température de sortie du GNL est inférieure à sa température de vaporisation et à une pression inférieure à une pression maximale autorisée de stockage du réservoir. La température est de l’ordre de -134 °C. De telles valeurs permettent de transférer un maximum de froid de GNL aux vapeurs de GPL pour la reliquéfaction tout en évitant que le GNL qui retourne dans le réservoir ne soit trop chaud et que les vapeurs de GPL reliquéfiées ne soient trop froides. Un GNL trop chaud pourrait induire une augmentation de pression de GNL dans le réservoir et dépasser les limites autorisées. Ainsi, l’échangeur de chaleur 21 principal est ajusté pour que le GNL et les vapeurs de GPL reliquéfiées sortent respectivement à la température requise dans le réservoir ou la cuve. Lors de l’échange de chaleur, le débit de GNL et le débit de vapeur de GPL sont respectivement constant.
Les températures d’entrées et de sorties du GNL et du GPL étant connues et/ou prédéterminées, les paramètres tels que le flux massique du GNL et du GPL permettent de configurer l’échangeur de chaleur 21 pour l’échange de chaleur.
Le système peut fonctionner de sorte que la reliquéfaction des vapeurs de GPL soit effectué lorsque la pression mesurée dans la cuve est supérieure à une valeur de pression prédéterminée dans la cuve.
Dans ce premier mode de fonctionnement, le système 1 utilise également l’échangeur d’évaporation 20 dans lequel circule du GPL issu de la cuve 4 et du GNL issu du réservoir 5 pour alimenter l’installation 2. L’échange de chaleur entre le GPL et le GNL permet le sous-refroidissement du GPL et la vaporisation ou chauffage du GNL destiné à alimenter l’installation 2. Le GPL sous-refroidi (à l’état liquide) est stocké en partie inférieure de la cuve de manière à constituer une couche de réserve de froid 4c ultérieure. Cela permet d’obtenir une puissance frigorifique disponible plus importante et donc d’améliorer l’efficacité du refroidissement du gaz, liquéfié et/ou sous forme de gaz, contenu dans la cuve. Dans la présente invention, la partie inférieure de la cuve 4 s’étend sur environ moins de 30% de la hauteur de la cuve 4 mesurée depuis son fond 19. Le fond 19 est l’extrémité la plus inférieure de la cuve, par exemple plus proche de la coque du navire lorsque la cuve est transportée sur le navire méthanier. En particulier, le GPL extrait du fond de la cuve par la pompe passe par l’échangeur de chaleur 20 où sa température d’entrée est d’environ -42°C. La température d’entrée du GNL extrait du réservoir est d’environ -160°C à une pression d’environ 17 bars. Après l’échange de chaleur où le GPL récupère la chaleur latente du GNL qui se vaporise, la température de sortie du GPL est comprise entre -45°C et -55°C. Le GPL sous- refroidi est transféré au fond de la cuve ou celui-ci est donc stocké dans la couche 4c à une température comprise entre -45° et -55°C. De manière avantageuse, le GPL sous-refroidi est d’environ -52°C (pression de stockage dans la cuve). Après l’échange de chaleur, le GNL vaporisé ou chauffé est à une température de sortie d’environ 0°C où il peut encore être chauffé par le dispositif de chauffage 32.
De manière alternative, le stockage du GPL sous-refroidi est fonction de la pression dans la cuve. En particulier, lorsque la pression dans la cuve est inférieure à une première valeur de pression prédéterminée, par exemple entre 1 et 1 , 05 bar absolu, le système commande le stockage du GPL sous-refroidi dans la couche de réserve de froid. Pour cela, des moyens de détermination de pression 33 permettent de déterminer la pression à l’intérieur de la cuve 4. Les moyens de détermination de pression 33 comprennent ici un capteur de pression installé dans ou à proximité de la cuve 4.
Le GPL dans la cuve 4 qui est au-dessus de cette couche de réserve de froid 4c, par exemple restant dans la cuve, est à une température supérieure à - 42°C. Nous considérons que la cuve de GPL comprend plusieurs couches dans lesquelles le GPL se trouve à des températures différentes, les couches les plus froides étant au fond de la cuve.
Dans un deuxième mode de fonctionnement (VOYAGE) du système de traitement des gaz pour l’installation 2 de production d’énergie, tel qu’illustré sur la figure 2, le GNL est utilisé pour alimenter l’installation 2 telle que le moteur du navire et le GPL est sous-refroidi de manière à former une réserve de GPL froid qui sera utilisé ultérieurement pour refroidir les vapeurs de GPL dans la cuve. Ce mode de fonctionnement est opéré lors du voyage du navire où une quantité moins importante de vapeurs de GPL doit être gérée. En effet, les vapeurs de gaz de GPL (NBOG) générées sont de l’ordre de 2700 kg/h alors que le moteur du navire par exemple consomme une faible quantité de gaz combustible, de l’ordre de 2000 kg/h. Dans ce mode de fonctionnement, le système utilise au moins l’échangeur de chaleur 20 d’évaporation dans lequel circule du GPL issu de la cuve et du GNL issu du réservoir pour réaliser une évaporation forcée de GNL devant alimenter le moteur du navire, et l’échangeur de chaleur 22 auxiliaire pour constituer la réserve de froid. Le GNL est extrait du réservoir via la deuxième pompe 1 1 b. La température d’entrée du GNL dans le deuxième conduit 6d est de l’ordre de -160°C. Le GPL est extrait de la cuve contenant le GPL au moyen de la pompe 15. Ce dernier circule dans la deuxième canalisation vers l’échangeur d’évaporation et entre dans celui-ci à une température d’environ -42°C. Le GPL subit un premier sous refroidissement du GPL en récupérant le froid du GNL qui se vaporise par échange de chaleur dans l’échangeur 20. L’échange de chaleur entre le GPL et le GNL est réalisé de manière que la température de sous-refroidissement du GPL soit comprise entre une première valeur seuil et une deuxième valeur seuil à pression atmosphérique. L’échangeur d’évaporation 20 est configuré pour transférer une quantité maximum de chaleur mais est limité par la différence de température entre le GNL et le GPL. De manière avantageuse, mais non limitativement, la première valeur seuil est de l’ordre de - 40°C et la deuxième valeur seuil est de l’ordre de -55°C. Le GPL sous- refroidi est stocké en partie inférieure de la cuve de manière à constituer la couche de réserve de froid de GPL ou pulvérisé dans le ciel gazeux par la rampe 10. En voyage, la température de sortie du GPL de l’échangeur de chaleur 20 est de l’ordre de -52°C.
Bien entendu, comme nous avons vu pour le premier mode de fonctionnement, lorsque la pression dans la cuve est inférieure à la première valeur seuil de pression prédéterminée, par exemple entre 1 et 1.05 bar absolu, le GPL sous-refroidi est stocké dans la couche de réserve de froid.
Nous considérons qu’une couche de réserve de froid s’est déjà constituée, par exemple, lors du refroidissement de la cuve. Alors ce GPL sous-refroidi, est utilisé pour refroidir ou condenser les vapeurs de GPL dans la cuve. Pour cela, le GPL sous-refroidi est extrait de la couche de réserve de froid 4c et est pulvérisé dans le ciel gazeux via la rampe 10. De manière alternative, le GPL de la couche de réserve de froid 4c est extrait d’une sortie de la cuve qui est couplée à une tuyauterie qui est connectée à la rampe ou à un échangeur de chaleur traversée par les vapeurs de GPL. Il n’est donc pas nécessaire de démarrer l’échangeur de chaleur auxiliaire pour créer une réserve de froid.
Le GNL en sortie de l’échangeur 20, est vaporisé ou chauffé par l’échange de chaleur entre le GPL et le GNL. Ce GNL vaporisé ou chauffé est transféré vers le moteur pour son alimentation. Les vapeurs de GNL qui sont extraites du réservoir permettent également d’alimenter le moteur. Le GNL vaporisé ou chauffé et les vapeurs de GNL sont réchauffés de manière que tout le GNL soit vaporisé avant d’alimenter le moteur.
Dans un troisième mode de fonctionnement (CHARGEMENT) du système de traitement des gaz pour l’installation de production d’énergie, tel qu’illustré sur la figure 2, le GNL est utilisé pour alimenter le moteur du navire et pour les besoins de production d’énergie, ainsi que pour reliquéfier les vapeurs de GPL. Ce mode de fonctionnement est opéré en particulier lors du chargement du GPL dans la cuve où une grande quantité de vapeurs de GPL est produite, par exemple environ 13900 kg/h. Les besoins énergétique de l’installation 2 sont faibles, environ 500kg/h. Dans ce mode de fonctionnement au moins deux échangeurs de chaleur sont sollicités pour traiter toutes les vapeurs de GPL. En particulier, le système utilise l’échangeur de chaleur 21 principal pour gérer les vapeurs de GPL générées lors du chargement du GPL et l’échangeur de chaleur 20 d’évaporation pour vaporiser ou chauffer le GNL destiné à alimenter l’installation 2. Les échangeurs de chaleur 20, 21 fonctionnent donc de manière similaire au premier mode de fonctionnement dans le cas du refroidissement de la cuve.
Dans ce mode de fonctionnement, il se peut que l’échangeur de chaleur 21 principal ne permette pas de gérer la pression dans la cuve 4 du fait de la grande quantité de vapeur de GPL générées. Dans ce cas de figure, lorsque la pression mesurée (grâce aux moyens de détermination de la pression 33) à l’intérieur de la cuve atteint ou est supérieure à une deuxième valeur de pression seuil prédéterminée, l’échangeur de chaleur 22 auxiliaire est activé. Ainsi, l’échangeur de chaleur 22 auxiliaire a pour but de gérer la pression à l’intérieur de la cuve 4. Du GNL est prélevé du réservoir de manière à échanger avec le GPL sous-refroidi. Le GPL sous-refroidi après le premier sous-refroidissement est à une température de l’ordre de -42°C. Cette température de -42°C est dû au fait qu’une petite quantité de GNL circule dans l’échangeur de chaleur 20, notamment dans le deuxième conduit 6d. En effet, c’est le moteur ou l’installation 2 qui détermine le débit de GNL devant être vaporisé dans le deuxième conduit 6d. Etant donné que les besoins de l’installation 2 sont faibles, une très faible quantité de GNL est disponible pour réaliser le sous-refroidissement du GPL. L’installation commande le débit du deuxième gaz devant être vaporisé ou chauffé lors de la vaporisation. Cela implique que la quantité de chaleur de GNL ne suffit pas pour réduire sensiblement la température du GPL. La température du GPL en sortie de l’échangeur de chaleur 20 n’étant pas assez froide l’échangeur de chaleur 22 effectue un deuxième sous- refroidissement du GPL. Le GNL est extrait du réservoir, à une température d’environ -160°C, et échange de la chaleur avec du GPL ayant subi un premier sous-refroidissement, ici dans l’échangeur de chaleur 20. La température d’entrée du GPL sous-refroidi est de l’ordre de -42°C. La température de sortie du GPL sous- refroidi une deuxième fois est inférieure ou égale à une valeur de température seuil devant être supportée par la cuve 4. La température de sortie du GPL est de l’ordre de -52°C. Ce GPL est stocké dans la couche de réserve de froid pour une utilisation ultérieure ou est pulvérisé dans le ciel gazeux de la cuve pour condenser ou refroidir les vapeurs 4b de GPL dans la cuve. La température de sortie du GNL est d’environ -134°C à une pression de l’ordre de 8 bars. Le GNL est donc chaud mais pas vaporisé.
Dans un quatrième mode de fonctionnement (GNL chaud dans le réservoir), le système 1 de traitement des gaz pour l’installation de production d’énergie, tel qu’illustré sur la figure 2, le système permet de gérer le risque de chauffage du GNL dans le réservoir dans le cas où l’échangeur de chaleur 21 principal a fonctionné (lors du chargement de GPL dans la cuve ou lors du refroidissement de la cuve). En effet, le GNL en sortie de l’échangeur principal et ou en sortie de l’échangeur de chaleur auxiliaire est chaud, soit à une température de sortie de l’ordre de -134°C. Ce mode de fonctionnement emploie le système tel que représenté sur la figure 3 et principalement en mode voyage pour refroidir le GNL dans le réservoir à sa température cryogénique. Le système 1 utilise au moins l’échangeur de chaleur 40 où le GNL partiellement vaporisé permet de sous-refroidir du GNL qui est transféré vers le réservoir. Nous considérons alors que le GNL stocké dans le réservoir est à une température d’environ -134°C à une pression de l’ordre de 8 bars. Le GNL est extrait du réservoir par la deuxième pompe 1 1 b. Le GNL circule dans le circuit 42 où il a été dépressurisé puis partiellement vaporisé. La température d’entrée du GNL partiellement vaporisé dans l’échangeur de chaleur 40 est de l’ordre de -160°C à pression atmosphérique. La température de sortie du GNL vaporisé est comprise entre -134 et -160°C à pression atmosphérique. La température d’entrée du GNL dans l’échangeur de chaleur, dans le deuxième conduit 43, est de l’ordre de -134°C et sa température de sortie est de l’ordre de - 160°C. Le GNL sous-refroidi est transféré dans une couche de réserve de froid 4c en partie inférieure du réservoir 5. L’échangeur de chaleur 20 sous-refroidit le GPL et vaporise le GNL en sortie de l’échangeur de chaleur 40.
Lorsque la pression mesurée dans la cuve 4 est supérieure ou égale à la valeur de pression seuil, l’échangeur de chaleur 22’ est activé pour sous-refroidir une deuxième fois le GPL qui a été refroidi dans l’échangeur 20. Le GPL est sous- refroidi avec le GNL qui a été sous-refroidi dans l’échangeur de chaleur et passe à travers l’échangeur de chaleur 22’. La température de sortie du GNL après l’échange de chaleur dans l’échangeur 22’ est de l’ordre de -134°C et à pression atmosphérique.
Ces modes de fonctionnement ci-dessus ont été décrits sur la base de la figure 2. Il est bien entendu possible que la figure 1 s’applique à ces modes de fonctionnement.
La figure 4 illustre un autre mode de réalisation du système 1 de traitement de gaz selon l’invention. Le système comprend des réservoirs de GNL comprenant chacun des vapeurs 5b de GNL et du GNL. Ici, sont représentés deux réservoirs de GNL. Des pompes sont également immergées dans le GNL d’un réservoir principal et une seule pompe est immergée dans le GNL du réservoir adjacent. Chaque pompe est de préférence installée au fond du réservoir. Le système 1 comprend un échangeur de chaleur 50 qui est configuré pour sous-refroidir du GNL issu du réservoir de GNL, ici premier réservoir 500A, destiné à être stocké au fond 190 du même premier réservoir 500A de manière à constituer une couche de réserve de froid 500c au fond du réservoir 500A. La couche 500c est située dans l’espace intérieur du réservoir. L’échangeur de chaleur comprend au moins un premier conduit 50a et un deuxième conduit 50b. Le premier conduit 50a comprend une entrée qui est couplée à la première extrémité d’une canalisation 54. La deuxième extrémité de la canalisation 54 est reliée à une première pompe 51 montée au fond du premier réservoir 500A. Cette canalisation 54 est également reliée à une rampe de pulvérisation 60 montée dans le réservoir 500A via une vanne trois voies 67. La rampe 60 est agencée en partie supérieure du réservoir et de préférence dans le ciel gazeux de GNL. Le premier conduit 50a comprend une sortie qui est couplée à une canalisation 56 qui est connectée au fond du réservoir 500A. La canalisation 56 est également reliée à la rampe de pulvérisation 60 par une vanne trois voies 75a. Comme cela est illustré sur la figure 4, la canalisation 56 débouche dans le fond du réservoir adjacent, deuxième réservoir 500B par une voie vanne trois voies 75b ainsi qu’à une autre rampe 60 de ce deuxième réservoir 500B par une vanne trois voies 75c. Le deuxième conduit 50b comprend une entrée reliée au réservoir 500A par une canalisation 57. Une des extrémités de la canalisation 57 est reliée à une deuxième pompe 52 montée au fond du réservoir 500A. La sortie du deuxième conduit 50b est connectée ici à une entrée d’un ballon 70 via une canalisation 58. La sortie du ballon 70 est reliée à la canalisation 56 par une première sortie à une conduite 71. La conduite 71 comprend par exemple une vanne 72 et une pompe 73. Des moyens de dépressurisation 53 sont montés sur la canalisation 57, en amont de l’échangeur de chaleur 50. Cet échangeur, comme dans le mode de réalisation illustré sur la figure 3, est un évaporateur sous vide. Les moyens de dépressurisation 53 comprennent par exemple une vanne de détente (vanne Joule- Thomson).
Le deuxième conduit 50b est un circuit froid, le GNL dépressurisé étant destiné à être réchauffé par circulation dans ce circuit de manière à réaliser une évaporation forcée (en FBOG). Le premier conduit 50a est un circuit chaud, le GNL provenant du réservoir 500A étant destiné à être refroidi par circulation dans ce circuit. Le premier conduit 50a peut ne pas permettre cependant de vaporiser les composants les plus lourds (éthane, propane, etc.). Nous comprenons que la dépressurisation en amont du deuxième conduit 50b permet d’abaisser la température de vaporisation, ce qui permet de générer du FBOG à partir d’un échange de chaleur avec le GNL prélevé du réservoir 500A et circulant dans le premier conduit 50a. La vaporisation en FBOG nécessite un apport de chaleur fourni par le GNL circulant dans le premier conduit 50a, c’est donc une source frigorifique en vue du sous-refroidissement du GNL circulant dans le premier conduit 50a. Du GNL provenant du réservoir 500A est ainsi acheminé par la pompe 52 jusqu’aux moyens de dépressurisation 53 puis circule dans le deuxième conduit 50b ou froid de l’échangeur 50. Le GNL en aval des moyens de dépressurisation est à une température de -168° et à une pression absolue de 400 mbar. Dans l'intervalle, du GNL du réservoir 500A est acheminé par la pompe 51 jusqu’au premier conduit 50a ou chaud de l’échangeur 50. Par conséquent, l'échange de chaleur entre ces circuits entraîne :
le chauffage de GNL dépressurisé et partiellement vaporisé, en vue de poursuivre sa vaporisation, qui est ensuite acheminé jusqu’au ballon 70 dans le présent exemple, et
le sous-refroidissement de GNL qui alimente le fond du premier réservoir et ou du deuxième réservoir pour y être stocké en vue d'une utilisation ultérieure ou qui est pulvérisé dans le ciel gazeux de GNL via la rampe 60. La température de sortie du GNL après l’échange de chaleur dans le conduit 50a est de l’ordre de -168°C.
Le stockage du GNL dans la couche de réserve de froid peut être fonction de la pression à l’intérieur du réservoir. Par exemple, lorsque la pression mesurée (avec un capteur de pression 330) dans le réservoir est inférieure à une valeur seuil de pression prédéterminée dans le réservoir, la GNL sous-refroidi (à l’état liquide) est stocké dans cette couche de réserve de froid 500c.
Le ballon 70 est ainsi destiné à être alimenté en GNL dans un état diphasique liquide-vapeur provenant du réservoir 500A via l’échangeur de chaleur 50. La pression de fonctionnement à l’intérieur du ballon 70 est inférieure à la pression de stockage du GNL à l’intérieur du réservoir 500A. L’alimentation du ballon 70 en GNL peut entraîner une vaporisation complémentaire du GNL, se traduisant d’une part par la génération de FBOG dans le ballon 70, ainsi que le sous-refroidissement du GNL restant dans le ballon. Le ballon permet d’opérer une séparation des phases avec le GNL stocké en partie inférieure du ballon et les vapeurs de GNL en partie supérieure de celui-ci. Le GNL sous-refroidi en sorti du ballon est à une température de sortie de l’ordre de -168°C. Le ballon 70 comprend une deuxième sortie qui est agencée en partie supérieure de celui-ci où sont stockées naturellement les vapeurs de gaz (FBOG) de GNL. La sortie du ballon 70 est reliée à l’installation 2 via ici deux compresseurs 61 , 62.
L’échangeur de chaleur 50 comprend également un troisième conduit 50c qui comprend une entrée et une sortie. L’entrée du troisième conduit 50c est reliée à une première extrémité d’une canalisation 63 dans laquelle circule des vapeurs de gaz de GNL reliquéfiées. En particulier, la sortie du compresseur 62 est reliée à l’installation 2 en vue de son alimentation en gaz combustible. Une partie du gaz combustible sortant du compresseur 62 peut être prélevée et réacheminée par une canalisation 64 qui peut être reliée à la sortie du compresseur 62 par une vanne trois voies 65. Le compresseur 62 est configuré pour comprimer le gaz (tel que le NBOG provenant du premier réservoir et/ou deuxième réservoir) à une pression de service adaptée à son utilisation dans l’installation 2. La canalisation 64 est reliée à une entrée d’un circuit primaire 66a d’un échangeur de chaleur 66. Le circuit primaire comprend une sortie qui est reliée à une deuxième extrémité de la canalisation 63. Chaque réservoir 500A, 500B comprend une sortie 68 de vapeurs 5a de GNL qui est reliée à une entrée d’un circuit secondaire 66b de l’échangeur de chaleur 66. Le circuit secondaire 66b comprend une sortie qui est reliée à l’entrée ou à une des entrées du compresseur 62. Le troisième conduit 50c comprend une sortie qui est reliée à la canalisation 56 par une autre canalisation 69. Une vanne de détente 74 est installée sur cette canalisation 56 pour diminuer la température du gaz par expansion adiabatique.
Les vapeurs de GNL issues d’un réservoir 500A, 500B sont chauffées dans le circuit secondaire 66b de sorte à alimenter l’installation 2, et les vapeurs de GNL en sortie du compresseur 62 sont reliquéfiées pour être acheminées vers l’échangeur de chaleur 50. Dans cet échangeur de chaleur 50, les vapeurs de gaz reliquéfiées sont sous-refroidies avec le froid du GNL circulant dans le conduit 50a pour alimenter le fond du ou des réservoirs 500A, 500B ou la rampe 60 de pulvérisation. Les vapeurs de GNL issues du ou des réservoirs 500A, 500B peuvent être réacheminées dans la canalisation 64 si du FBOG est produit en excès de manière à être reliquéfiées également
Dans cet exemple de réalisation, le sous-refroidissement est effectué à l’extérieur des réservoirs. En d’autres termes, l’échangeur de chaleur 50 est séparé des réservoirs.
La figure 5 représente une variante de réalisation du système 1 de traitement de gaz illustré sur la figure 5. Ce système 1 diffère de celui de la figure 4 en ce qu’il comprend une deuxième pompe 52 installée dans le deuxième réservoir 500B adjacent au premier réservoir, principal (qui est à droite de la figure 5). Cette deuxième pompe 52 est à une première extrémité d’une canalisation 80 dans laquelle circule du GNL extrait du fond du deuxième réservoir 500B. La deuxième extrémité de la canalisation est couplée à la canalisation 57 qui est reliée à l’entrée du deuxième conduit 50b. En d’autres termes, le GNL est extrait depuis les deux réservoirs 500A, 500B et avec deux pompes 52. Cette deuxième pompe 52 permet de réduire le niveau de dépressurisation en aval des moyens de dépressurisation en augmentant la pression et la température. Par exemple, avec les deux deuxième pompes, la pression absolue en aval des moyens de dépressurisation est de 600 mbar et la température du GNL est de -164°C.
La figure 6 représente un autre mode de réalisation de l’invention d’un système de traitement de gaz selon l’invention. Ce système est similaire au mode de réalisation illustré sur la figure 5. Il en diffère en ce qu’il comprend deux échangeurs de chaleur 150, 150’ au lieu d’un seul échangeur de chaleur 50. Un premier échangeur 150 est configuré pour vaporiser le GNL issu du premier réservoir 500A et pour sous-refroidir du GNL issu du premier réservoir 500A simultanément. Le premier échangeur 150 comprend le premier conduit 150a et le deuxième conduit 150b agencé comme cela a été décrit dans le mode de réalisation de la figure 4.
Le deuxième échangeur de chaleur 150’ est configuré pour utiliser le GNL sous-refroidi (à l’état liquide) stocké dans la couche de réserve de froid 500c issu ici du premier réservoir 500Apour reliquéfier des vapeurs de GNL. Ces vapeurs de GNL sont issues d’une évaporation naturelle (NBOG) du GNL non utilisé par l’installation de production d’énergie 2, c’est-à-dire du BOG en excès. Le deuxième échangeur de chaleur 150’ comprend le troisième conduit 150c et un deuxième conduit auxiliaire 150b’. Le troisième conduit 150c comprend une entrée qui est reliée à la canalisation 163 par laquelle est acheminée des vapeurs de GNL produites en excès. En particulier, le NBOG recircule via le compresseur 62 dans l’échangeur de chaleur 166 et par l’intermédiaire de la canalisation 164. Le troisième conduit 150c comprend une sortie qui est reliée à la canalisation 169 qui débouche au fond du réservoir ou de chaque réservoir 500A, 500B par une vanne trois voies 175b. La canalisation 169 est également reliée à une rampe 160 de pulvérisation via une vanne trois voies 175a, 175c.
Le deuxième conduit 150b’ comprend une entrée qui est reliée à la conduite 154 via une vanne trois voies. La deuxième conduite 150b’ comprend une sortie qui rejoint la conduite 156 via la vanne 3 voies 180. Un échange de chaleur est réalisé entre le NBOG en excès et le GNL sous-refroidi issu du réservoir. Le NBOG reliquéfié est transféré au fond du premier et/ou deuxième réservoir(s). Le GNL en sortie du deuxième conduit 150b’ est réchauffé mais pas vaporisé et est renvoyé au fond du premier et/ou deuxième réservoir(s).
Dans cet exemple de réalisation, le sous-refroidissement est effectué à l’extérieur des réservoirs. En d’autres termes, les échangeurs de chaleur sont séparés des réservoirs.

Claims

REVENDICATIONS
1 . Procédé de traitement de gaz d’une installation (2) de stockage de gaz, en particulier embarquée sur un navire, le procédé comprenant les étapes suivantes:
- une extraction d’un premier gaz (4a, 4b, 5a, 5b,) à l’état liquide d’une première cuve (4) ou premier réservoir (5 ; 500),
- un premier sous-refroidissement du premier gaz à l’état liquide, et
- un stockage du premier gaz à l’état liquide sous-refroidi en partie inférieure de la première cuve (4) ou du premier réservoir (5 ; 500) ou d’une seconde cuve ou d’un second réservoir de manière à constituer une couche de réserve de froid (4c, 5c, 500c) du premier gaz à l’état liquide au fond de la première ou seconde cuve (4) ou du premier ou second réservoir (5 ; 500).
2. Procédé selon la revendication précédente, caractérisé en ce que le premier gaz est transféré dans la première ou seconde cuve (4) ou premier ou second réservoir (5, 500) via une canalisation (16, 56, 156) qui débouche dans le fond (19 ; 190) de la première ou seconde cuve (4) ou premier ou second réservoir (5, 500).
3. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le premier gaz stocké dans la couche de réserve de froid (4c, 5c, 500c) de la première ou seconde cuve (4) ou premier ou second réservoir (5, 500) est utilisé pour refroidir un gaz à l’état de vapeur.
4. Procédé selon la revendication précédente, caractérisé en ce que le gaz à l’état de vapeur est le premier gaz à l’état de vapeur situé en partie supérieure d’une des cuves (4) ou réservoirs (5 ; 500).
5. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le premier gaz stocké dans la couche de réserve de froid (4c, 5c, 500c) est pulvérisé dans la première ou seconde cuves (4) ou premier ou seconds réservoirs (5, 500) et dans la couche du premier gaz à l’état de vapeur.
6. Procédé selon l’une des revendications 1 à 4, caractérisé en ce que le premier gaz stocké dans la couche de réserve de froid (4c, 5c, 500c) est extrait du fond d’une cuve des cuves (4, 5 ; 500) ou réservoirs et reliquéfie le premier gaz à l’état de vapeur à travers un échangeur de chaleur.
7. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le premier gaz sous-refroidi est stocké dans la couche de réserve de froid (4c, 5c, 500c) lorsqu’une pression mesurée dans la cuve ou réservoir est inférieure à une première valeur seuil de pression prédéterminée de la cuve ou du réservoir.
8. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que ladite partie inférieure s’étend sur environ moins de 30% de la hauteur de la cuve ou réservoir mesurée depuis son fond (19, 190), ledit fond (19, 190) étant l’extrémité la plus inférieure de la cuve ou réservoir.
9. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le premier gaz sous-refroidi est stocké dans la couche de réserve de froid (4c, 5c, 500c) à une température comprise entre une température de liquéfaction du premier gaz moins environ 5°C à pression atmosphérique et une température de liquéfaction moins environ 10°C, le premier gaz à l’état liquide restant dans la cuve ou dans le réservoir étant à une température supérieure à la température de liquéfaction du premier gaz.
10. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le premier gaz sous-refroidi est stocké dans la couche de réserve de froid à une température comprise entre -45°C et -55°C ou entre -160° et -170°C, le premier gaz à l’état liquide restant dans l’une des cuves ou réservoirs étant respectivement à une température supérieure ou égale à -42°C ou -160°C.
1 1 . Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le premier sous-refroidissement du premier gaz (4a, 4b) est réalisé avec un deuxième gaz (5a, 5b) au moins à l’état liquide extrait d’un réservoir (5), le deuxième gaz ayant une température d’ébullition inférieure ou égale à celui du premier gaz.
12. Procédé selon la revendication précédente, caractérisé en ce qu’il comprend une vaporisation ou chauffage du deuxième gaz qui est chauffé ou vaporisé par échange de chaleur lors du premier sous-refroidissement du premier gaz de manière à alimenter l’installation (2).
13. Procédé selon la revendication précédente, caractérisé en ce que l’installation (2) commande un débit du deuxième gaz devant être vaporisé ou chauffé lors de la vaporisation.
14. Procédé selon l’une des revendications 1 1 à 13, caractérisé en ce que le deuxième gaz extrait du réservoir (5) est détendu et partiellement vaporisé avant l’échange de chaleur lors du premier sous refroidissement.
15. Procédé selon l’une des revendications 1 1 à 14, caractérisé en ce que le deuxième gaz extrait du réservoir est sous-refroidi par échange de chaleur avec le deuxième gaz détendu et partiellement vaporisé.
16. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu’il comprend un deuxième sous-refroidissement du premier gaz après le premier sous-refroidissement.
17. Procédé selon la revendication précédente, caractérisé en ce que le deuxième gaz utilisé pour le deuxième sous- refroidissement est extrait du fond du réservoir, ou est sous refroidi.
18. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le premier et/ou deuxième sous-refroidissement est effectué à l’extérieur des première et deuxième cuves et/ou premier et second réservoirs.
19. Procédé selon l’une des revendications précédentes ou l’une des revendications 16 à 18, caractérisé en ce que l’échange de chaleur lors du premier sous-refroidissement ou du deuxième sous-refroidissement entre le premier gaz et le deuxième gaz est réalisé de manière qu’une température de sortie de sous- refroidissement du premier gaz soit comprise entre une première valeur seuil et une deuxième valeur seuil.
20. Procédé selon l’une quelconque des revendications 16 à 19, caractérisé en ce que la température de sortie du deuxième gaz après le deuxième sous refroidissement est comprise entre -155° et -105°C à une pression comprise entre 2 et 20 bars.
21 . Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 1 à 20, caractérisé en ce que le deuxième gaz chauffé, vaporisé ou partiellement vaporisé est réchauffé pour alimenter l’installation (2).
22. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 1 à 21 , caractérisé en ce qu’elle comprend une étape de reliquéfaction dans laquelle des vapeurs (4b) du premier gaz circulant dans un premier circuit (6a) depuis la cuve (4) sont reliquéfiées par échange de chaleur avec le deuxième gaz à l’état liquide ayant une température d’entrée et circulant dans un deuxième circuit (6b), les vapeurs du premier gaz reliquéfiées étant transférées dans la cuve (4) et le deuxième gaz étant maintenu à l’état liquide à une température de sortie après la reliquéfaction et reconduit dans le réservoir (5), l’échange de chaleur entre le premier gaz (4b) et le deuxième gaz (5a) étant réalisé de manière qu’une température de sortie des vapeurs (4b) du premier gaz reliquéfiées soit comprise entre une première valeur seuil et une deuxième valeur seuil.
23. Procédé selon la revendication précédente, caractérisé en ce que les vapeurs du premier gaz sont reliquéfiées lorsqu’une pression mesurée dans la cuve ou réservoir est supérieure à une deuxième valeur seuil de pression prédéterminée de la cuve ou réservoir.
24. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le premier gaz est un gaz naturel liquéfié ou un gaz de pétrole liquéfié.
25. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 24, caractérisé en ce que le deuxième gaz est une gaz naturel liquéfié.
26. Système (1 ) de traitement de gaz d’une installation de stockage de gaz, en particulier embarquée sur un navire, le système comprenant :
- une cuve ou réservoir (4, 5, 500) dans laquelle est stocké un premier gaz à l’état liquide;
- un premier échangeur de chaleur (6, 20, 40, 50, 150) configuré pour réaliser un premier sous-refroidissement du premier gaz extrait de la cuve ou réservoir (4, 5, 500) par une première canalisation (14, 54, 154), et
- une deuxième canalisation (16, 56, 156) connecté au premier échangeur de chaleur débouche en partie inférieure de la cuve ou réservoir (4, 5, 500) ou d’un autre cuve ou réservoir de manière à stocker le premier gaz sous- refroidi au fond de la cuve ou réservoir ou de l’autre cuve ou réservoir pour constituer une couche de réserve de froid du premier gaz à l’état liquide.
27. Système selon la revendication précédente, caractérisé en ce qu’il comprend un réservoir (5) dans lequel est stocké un deuxième gaz à l’état liquide, le deuxième gaz ayant une température d’ébullition inférieure ou égale à celui du premier gaz.
28. Système (1 ) selon la revendication précédente, caractérisé en ce que le deuxième gaz à l’état liquide circule dans une deuxième canalisation (14) connectée avec le premier échangeur de chaleur (6 ; 20) de manière à réaliser le premier sous- refroidissement du premier gaz.
29. Système (1 ) selon l’une des revendications 26 à 28, caractérisé en ce qu’il comprend un deuxième échangeur (22) de chaleur configuré pour réaliser un deuxième sous-refroidissement du premier gaz avec le deuxième gaz à l’état liquide.
30. Système (1 ) selon l’une des revendications 26 à 29, caractérisé en ce que le fond de la cuve ou réservoir comprend une sortie connectée à une première extrémité d’une tuyauterie, la tuyauterie comprenant une deuxième extrémité couplée à une rampe (10, 60, 160) de pulvérisation installée en partie supérieure de la cuve (4) ou réservoir (5, 500).
31 . Système (1 ) selon l’une des revendications 26 à 30, caractérisé en ce qu’il comprend un dispositif de chauffage (32) dans lequel circule le deuxième gaz réchauffé, vaporisé ou partiellement vaporisé dans le premier échangeur de chaleur (20).
32. Système (1 ) selon l’une des revendications 26 à 31 , caractérisé en qu’il comprend des moyens de dépressurisation (41 , 53, 153) montés en amont du premier échangeur de chaleur (20 ; 50 ; 150).
33. Système selon l’une des revendications 26 à 32, caractérisé en ce que , le deuxième échangeur de chaleur (22) est configuré de manière à fournir le deuxième gaz à une température de sortie comprise entre -155° et -105°C à une pression comprise entre 2 et 20 bars.
34. Système (1 ) selon l’une des revendications 26 à 33, caractérisé en ce que le premier gaz est un gaz naturel liquéfié ou de pétrole liquéfié.
35. Système (1 ) selon l’une des revendications 26 à 34, caractérisé en ce que le deuxième gaz est un gaz naturel liquéfié.
36. Navire, en particulier de transport de gaz liquéfié, comportant au moins un système selon l’une quelconque des revendications 26 à 35.
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