WO2020109580A1 - Systeme de traitement de gaz d'un terminal de reception equipe d'une unite de regazeification et procede de traitement de gaz correspondant - Google Patents

Systeme de traitement de gaz d'un terminal de reception equipe d'une unite de regazeification et procede de traitement de gaz correspondant Download PDF

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WO2020109580A1
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gas
circuit
tank
circulating
regasification unit
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PCT/EP2019/083140
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Bernard Aoun
Romain NARME
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Gaztransport Et Technigaz
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    • F17C2270/0123—Terminals
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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
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/90—Mixing of components
    • 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
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/24—Multiple compressors or compressor stages in parallel
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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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    • 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
    • F25J2235/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams
    • F25J2235/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams the fluid being (a mixture of) hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/34—Details about subcooling of liquids

Definitions

  • TITLE GAS TREATMENT SYSTEM FOR A TERMINAL
  • the invention relates to a gas treatment system of a reception terminal equipped with a regasification unit.
  • the receiving terminal can be a vessel, such as a liquefied gas transport vessel or be installed on a land area to store liquefied gas.
  • the prior art includes documents FR-A1 - 3,066,248, FR-A2-3,066,249, and WO-A1 - 2018/206510.
  • LNG liquefied natural gas
  • LPG liquefied petroleum gas
  • Liquefied natural gas can be used for the energy needs of the operation of LNG vessels (propulsion of the vessel and / or the production of electricity for on-board equipment), and in particular those transporting liquefied petroleum gases and or liquefied natural gas so as to satisfy the new environmental regulations.
  • These on-board installations commonly include thermal machines consuming gas from an evaporator which is supplied from the cargo of liquefied gas transported in the tank or tanks of the LNG tanker. Once transported to the destination, the liquefied gases are generally stored in land or floating reception terminals in order to be able to be sold and / or supply other equipment such as public gas distribution networks. Land or floating reception terminals can be equipped with a regasification unit.
  • Floating receiving terminals are vessels, provided near the coast or in deep waters, which are equipped with such units and which are known by the acronym "FSRU" to designate a floating storage and regasification unit.
  • the regasification unit also operates randomly. This implies that if the regasification unit is much more often stopped than in operation, gas vapors, resulting from evaporation of the liquefied gas and designated under the acronym "BOG” or "NBOG” for natural evaporation , forms continuously in the upper part of the tank. Such an increase in evaporative gases induces an increase in the pressure in the tank. To lower the pressure, the NBOG is extracted from the tank to be burned in a combustion unit or to be discharged into ambient air, which represents a loss of part of the cargo.
  • NBOG also forms when loading the tanks of the gas treatment system (transfer of LNG from the LNG carrier to the floating or land reception terminal).
  • each tank includes a significant amount of BOG which comes from the cooling of the tank (which must be sealed and thermally insulated) and also from the NBOG generated by the LNG which heats up in the tank.
  • the vapors due to cooling are not recondensed by the LNG loaded in the tank.
  • the tank loading speed is reduced, which lengthens the loading time, which can be multiplied by two and exceed ten hours, and therefore induce immobilization of the LNG carrier.
  • the present invention proposes to provide a simple, effective and economical solution making it possible to manage natural or forced evaporation of gases in tanks, especially when the regasification unit is shut down, and the production of combustible gas.
  • the invention proposes a gas treatment system for a gas reception terminal, the system comprising:
  • At least one evaporation gas and liquefied gas storage tank at least one compressor,
  • a first circuit which is intended to supply the compressor with evaporation gas, the first circuit being connected to a pipe which is connected to an evaporation gas outlet from the tank, and
  • a regasification unit comprising an inlet connected to a pipe which is intended to be supplied with liquefied gas from the tank, characterized in that it comprises:
  • a second circuit comprising a gas inlet connected to a pipe which is connected to a liquefied gas outlet from the tank, and a gas outlet which is connected to the compressor, said compressor comprising an outlet which is connected to the regasification unit, and
  • a third circuit comprising a gas inlet, connected to a pipe which is connected to a liquefied gas outlet from the tank, and a liquefied gas outlet, connected to a pipe which is intended to reinject sub-cooled liquefied gas at the bottom of the tank so as to form a layer of sub-cooled gas, the second circuit being configured so as to sub cool by heat exchange the gas circulating in the third circuit and the third circuit being configured so as to at least heat by heat exchange the gas flowing in the second circuit.
  • the invention makes it possible to manage the natural evaporation gas and the production of combustible gas in all situations without loss of the cargo.
  • this system allows, when the regasification unit is in operation and the quantity of natural evaporation gas to supply other equipment is low, that the evaporation gas is transferred to the regasification unit for that it be used to produce combustible gas.
  • the pressure inside the tank is managed by evacuating the evaporation gas which will be recondensed by means LNG in the tank.
  • Such an installation also makes it possible to be able to fill more quickly the tanks of the terrestrial or floating reception terminals since the NBOG which will be generated during filling can be easily recondensed with the LNG stored in the tank.
  • the system may include one or more of the following characteristics, taken in isolation or in combination with each other:
  • the regasification unit includes an outlet connected to the tank by a pipe,
  • the regasification unit comprises a recondensor which is connected on the one hand to the outlet of the compressor and on the other hand to the tank by a pipe so as to return liquefied gas to the tank,
  • the regasification unit comprises at least one pump and at least one heat exchanger, the pump being installed between the recondensor and the heat exchanger,
  • the output of the second circuit is connected to compression means arranged upstream of the compressor,
  • the gas treatment system comprises a fourth circuit comprising an inlet connected to a pipe in which evaporating gas circulates and which is connected to an outlet of the compressor, and an outlet connected to a pipe which is connected to the control unit regasification,
  • the second circuit is configured so as to cool the gas circulating in the fourth circuit
  • the system comprises a first heat exchanger comprising a first portion of the second circuit and the third circuit which is configured so as to allow respectively a sub-cooling of the gas circulating in the third circuit and at least a heating of the gas circulating in the first portion from the second circuit,
  • the system comprises a second heat exchanger comprising a second portion of the second circuit and the first circuit which is configured so as to allow vaporization of the gas circulating in the second portion of the second circuit and a heating of the gases circulating in the first circuit,
  • the second heat exchanger further comprises a first portion of the fourth circuit, the second portion of the second circuit being configured so as to cool the gas circulating in the first portion of the fourth circuit,
  • the system comprises a third heat exchanger comprising a fifth circuit and a second portion of the fourth circuit configured so as to heat the gas circulating in the fifth circuit and to reliquefy the evaporation gas circulating in the second portion of the fourth circuit, the first portion and the second portion of the fourth circuit are connected by a second intermediate pipe,
  • the fifth circuit comprises an inlet which is connected to a pipe connected to the tank and in which liquefied gas circulates, and an outlet which is connected to the regasification unit, the fifth circuit being configured so as to reliquefy the evaporation gas flowing in the fourth circuit
  • the system comprises a single heat exchanger comprising at least the first, second and third circuits,
  • the system comprises depressurization means equipping the pipe transferring the liquefied gas intended to supply the compressor,
  • the system includes depressurization means equipping the pipe transferring the liquefied gas to the regasification unit
  • the system comprises a heat exchanger combining the functionalities of the heat exchangers, the heat exchanger comprising a first exchange circuit and a second exchange circuit configured so as to carry out:
  • the compression means comprise two compressors mounted in series,
  • the invention also relates to a gas reception terminal comprising a gas treatment system according to any one of the preceding characteristics.
  • the reception terminal is a floating reception terminal such as a liquefied gas transport vessel (FSRU) or a land reception terminal.
  • FSRU liquefied gas transport vessel
  • the invention also relates to a gas treatment method with a gas treatment system having any of the above characteristics, the method comprising the following steps:
  • the method may include one or more of the following characteristics or steps, taken in isolation from one another or in combination with one another:
  • the third portion of gas is sub-cooled by means of depressurization and vaporization at least in part of the second portion of gas.
  • a step of transferring the first portion of reliquefied gas to the regasification unit a step of reliquefying the first portion of compressed gas and cooled by heat exchange with a fourth portion of liquefied gas extracted from the tank,
  • the reservoir is connected to an energy production installation, intended to be supplied with evaporation gas, via the gas treatment system and in that the sub-cooling of the third portion of gas is carried out according to the evaporation gas requirements of the energy production installation or of a distribution network.
  • the flow of the second and third portions of gas increases when the flow of the distribution network increases; Likewise, the flow rate of the second and third portions of gas decreases when the flow rate of the distribution network decreases.
  • the first portion of evaporation gas flowing in excess to the compressor is transferred to the regasification unit by passing through at least one heat exchanger
  • the first portion of reliquefied gas and the fourth portion of liquefied gas are transferred to a recondenser of the regasification unit, the gas leaving the recondensor is sent to a distribution network or into the reservoir according to the needs of the network of distribution.
  • the flow of the first and fourth portions of gas increases when the flow of the distribution network increases; Likewise, the flow rate of the first and fourth portions of gas decreases when the flow rate of the distribution network decreases.
  • the first portion of reliquefied gas and the fourth portion of liquefied gas are transferred to a recondenser of the regasification unit, the gas leaving the recondensor is sent to the tank when the regasification unit is stopped.
  • the gas recondensed in the regasification unit is compressed to the pressure of the distribution network and vaporized before being sent to the distribution network.
  • Figure 1 shows a first embodiment of a gas treatment system which comprises a storage and regasification unit according to the invention and which can equip a floating reception terminal or a terrestrial reception terminal ;
  • FIG.2 shows an operating mode of a gas treatment system according to a first embodiment according to the invention with examples of temperatures of the gases flowing in the system;
  • Figure 3 illustrates another mode of operation of the system according to a first embodiment of the gas treatment system according to the invention
  • FIG.4 Figure 4 shows yet another mode of operation of a gas treatment system according to the first embodiment of the invention
  • Figure 5 illustrates yet another mode of operation of a first embodiment of a gas treatment system according to the invention
  • Figure 6 is a second embodiment of a gas treatment system according to the invention.
  • Figure 7 shows an operating mode of the gas treatment system according to a second embodiment of the gas treatment system according to the invention.
  • Figure 8 is another mode of operation of the second embodiment of the gas treatment system according to the invention.
  • Figure 9 is another mode of operation of the second embodiment of the treatment system according to the invention.
  • Figure 10 is yet another embodiment of the second embodiment of the gas treatment system according to the invention.
  • Figure 1 1 shows another embodiment of a gas treatment system which comprises a storage and regasification unit according to the invention and which can equip a floating receiving terminal or a terminal land reception,
  • FIG.12a Figure 12a illustrates a mode of operation of the gas treatment system with two heat exchangers and in order to supply a fuel gas distribution network
  • Figure 12b is a detail view of Figure 12 relating to compression means of the gas treatment system
  • FIG.13 Figure 13 another mode of operation of the gas treatment system with two heat exchangers and for the purpose of supplying a fuel gas distribution network
  • Figure 14 an operating mode of the gas treatment system with two heat exchangers and in order to manage only the gas vapors in the tank.
  • Figure 1 shows a first embodiment of a gas treatment system according to the invention. This system treats gas vapors from the natural evaporation of liquefied gas and liquefied gas (in liquid form) stored in a tank.
  • the gas is a natural gas comprising methane or a mixture of gases comprising methane.
  • the gas treatment system 1 is particularly suitable, but not exclusively, for the supply of combustible gases from a floating reception terminal, such as a liquefied gas transport vessel (coastal or deep water) or from a land reception terminal .
  • a floating reception terminal such as a liquefied gas transport vessel (coastal or deep water) or from a land reception terminal .
  • the gas treatment system comprises a tank 2 for storing liquefied gas.
  • a tank 2 for storing liquefied gas.
  • the number of tanks 2 is therefore not limiting. It is for example between 1 and 6 depending on the size of the reception terminal.
  • Each tank 2 can have a capacity of between 1,000 and 50,000 m3.
  • the expression "the reservoir” should be interpreted as “the or each reservoir”.
  • the tank 2 can contain gas in liquefied form (liquefied gas) at a predetermined pressure and temperature. These predetermined temperatures are very low temperatures, even cryogenic temperatures of the order of -160 ° C. at atmospheric pressure. Each tank comprises for this an envelope intended to seal the gases stored at their storage temperature from the external environment.
  • gas in liquefied form liquefied gas
  • One or more of the tanks 2 can be connected to an energy production installation 3.
  • This energy production installation 3 is provided to meet the energy needs (electricity, etc.) for the operation of the reception terminal, in particular for its propulsion in the case of the ship (floating receiving terminal) and / or the production of electricity for the equipment on board the ship.
  • Such an installation 3 commonly includes thermal machines, such as the ship's engine consuming gas from the gas cargo transported in the ship's tank or tanks.
  • the energy production installation 3 may also include equipment for supplying a regasification unit described later in the description.
  • the installation can also supply a distribution network also described later in the description.
  • a high pressure compressor is arranged upstream of the energy production installation.
  • the tank 2 contains liquefied gas 2a as well as evaporation gas 2b in the form of vapor resulting from evaporation, in particular natural, of the liquefied gas in the tank.
  • Liquefied gas is here marked “LNG” for liquefied natural gas.
  • Evaporation gas or gas vapor is designated by the sign “BOG” or “NBOG” for natural evaporation, in contrast to "FBOG” for forced evaporation gas.
  • the liquefied gas 2a is stored at the bottom of the tank while the evaporation gas 2b is located above the level of liquefied gas in the tank called gaseous sky and schematically represented by the letter N.
  • the NBOG in the tank 2 is due to heat entering the outside environment inside the tank, movements of the liquefied gas within the tank due to movements of the sea for example, when loading the liquefied gas into the tank, or even when cooling of the tank to bring it back to equilibrium temperature.
  • the gas treatment system comprises a tank 2 of LNG. Pumps are submerged in the LNG of the tank 2 and are preferably located at the bottom of the tank to ensure that they are only supplied with LNG. There are three pumps here, 10a, 10b, 10c.
  • System 1 includes regasification unit 4 (or gasification) intended to vaporize and heat the LNG so that it changes from its liquefied form to its gaseous form again.
  • the regasification unit 4 is connected to a distribution network 300 of combustible gas and / or a power plant.
  • the regasification unit 4 comprises at least one condenser, at least one pump 4a or one compressor (cf. FIGS. 2, 6, 1 1) and at least one heat exchanger 4b (cf. FIGS. 2, 6, 1 1) .
  • the recondenser here is a balloon 5 which makes it possible to inject evaporating gas into the liquid in order to recondense the evaporating gas in liquid form. Indeed, it may be that reliquified NBOG for example is not completely liquefied.
  • a regasification unit 4 can comprise one or more trains in parallel depending on the dimensions of the reception terminal.
  • the heat exchanger uses a heat transfer fluid such as ambient air, sea water or an intermediate fluid to transfer the thermal energy from the heat transfer fluid to the LNG so as to heat the latter.
  • the pump 4a compresses the pressure of the distribution network and then vaporizes the recondensed gas at the outlet of the recondensor 5 with the heat exchanger 4b before sending it to the distribution network.
  • the recondensed gas is for example pressurized by the pump between 10 and 200 bar and preferably between 50 and 100 bar.
  • the pump 10a is connected to a lower end here of a pipe 11.
  • the other end is connected to the regasification unit 4.
  • this other end is connected to a first inlet of the phase balloon 5.
  • the latter comprises an outlet which is connected to a pipe 6 which is coupled to a pipe 7 upstream and a pipe 8 downstream.
  • At least one valve and a pump are mounted on the pipe 6 at the outlet of the tank 5.
  • the pump 10a is configured to force the circulation of the LNG in the pipe 1 1, from the bottom of the tank 2 to the regasification unit 4, and in particular to the balloon 5.
  • the upstream pipe 7 is connected to tank 2 to transfer LNG to the bottom of it.
  • the upstream pipe 7 leads into a pipe 27 described later in the description. As for the downstream pipe 8, this allows the LNG to flow to the other organs of the regasification unit 4.
  • the pressure at the inlet of the regasification unit 4 is between 2 and 10 bars while at the outlet of the regasification unit the pressure is between 60 and 110 bars.
  • the pump 10b is connected, here, to a lower end of a pipe 12.
  • the pump 10c is connected to an end, here also lower, of a pipe 13.
  • pumps 10a, 10b, 10c there may be more pumps of each type, for example to provide redundancy for pumps 10a, 10b, 10c or to use existing pumps such as spray pumps already present on a vessel (in which case the function of certain pumps could be provided by spray pumps, each present in separate tanks).
  • existing pumps such as spray pumps already present on a vessel
  • spray pumps already present on a vessel
  • spray pumps each present in separate tanks
  • the pump flow is between 10 m 3 / h and 550 m 3 / h.
  • the pump 10c operates with a flow rate of between 5 and 15 m 3 / h.
  • the pump 10b operates with a flow rate of 50 and 60 m 3 / h.
  • the pump 10c operates with a flow rate between 400 and 600 m 3 / h.
  • the flow rate of the pump 10c depends on the dimensions and the capacities of the regasification unit 4 and of the reception terminal.
  • Line 12 includes an upper end connected to a ramp 14 for spraying LNG droplets.
  • the spray boom 14 is located in the upper part of the tank 2, above the level N.
  • the boom 14 is thus configured to spray droplets of LNG into the NBOG. This makes it possible to force the recondensation of the NBOG in the tank 2.
  • the pump 10b is configured to force the circulation of LNG in line 12, from the bottom of the tank 2 to the ramp 14 and to ensure that the LNG is sprayed in the form of droplets.
  • a gaseous sky can be present in the main tank while the NBOG can circulate in the pipes.
  • the pump 10c is configured to force the circulation of LNG in the line 13 from the bottom of the tank 14 to a heat exchanger 15.
  • the line 13 includes depressurization means 16 so as to reduce the pressure of the LNG circulating in the line 13 before reaching the exchanger 15.
  • the depressurization means 16 comprise for example a Joule-Thomson effect valve.
  • the heat exchanger 15 includes at least three heat exchange circuits.
  • the heat exchanger 15 is a tube, plate or coil exchanger.
  • the heat exchanger 15 comprises a first circuit 17 which has an input connected to a line 18 for supplying the first circuit 17 with NBOG coming from the tank.
  • the pipe 18 includes an end which is coupled to an outlet 20 of the tank.
  • the outlet 20 is located in the upper part of the tank 2 and opens into the gaseous sky (above the level N).
  • the NBOG is evacuated from the tank 2 via this line 18 in order to supply the installation 3.
  • the first circuit 17 comprises an outlet which is connected to an inlet of at least one compressor 21.
  • the output of the first circuit 17 is connected to two compressors 21. These compressors 21 are arranged in parallel because of the redundancy required for this type of compressor on a reception terminal, in particular floating, here the ship.
  • the output of the compressor (s) 21 is / are connected to the installation 3 with a view to supplying it with combustible gas.
  • Each compressor 21 is configured to compress the gas to a working pressure suitable for its use in the installation 3.
  • the heat exchanger 15 comprises a second circuit 22 which has an input connected to the line 13, for supplying the second circuit 22 with gas in a state two-phase leaving the depressurization means 16.
  • the second circuit 22 includes an output which is connected to compression means 23. These compression means 23 are arranged between the heat exchanger 15 and the compressor (s) 21.
  • the depressurization means 16 allow the pressure of the gas entering the circuit 22 to be lowered between 120 and 800 bar absolute and preferably between 300 and 800 bar absolute. The gas entering the compressor is at the correct pressure for its operation.
  • the compression means 23 allow the evaporation gas which circulates in excess in the system to be returned to the tanks.
  • the compression ratio of these compression means is 2 bars.
  • the compression means 23 here comprise at least one compressor.
  • the input of the compressor is connected to the output of the second circuit 22 and the output of the compressor is connected to an input of at least one of the compressors 21.
  • the compressor 23 also makes it possible to compress the vaporized LNG to the pressure required by the installation 3.
  • compressors 23 mounted in parallel on a reception terminal. These compressors provide a flow rate of a two-phase gas mixture at the outlet of circuit 22 of the order of 6000 m3 / h. These compressors are connected at the inlet to an evaporative gas outlet from the tank, and at the outlet to an evaporative gas manifold.
  • the compressors mounted in parallel are shown in FIG. 12b in dotted lines. These ensure good loading and heating of the tank.
  • the heat exchanger 15 also comprises a third circuit 25 comprising an inlet connected by a line 26 to a first channel of a three-way valve 19.
  • the second channel of the three-way valve 19 is connected to the ramp 14.
  • the third way of the three-way valve is connected to the pipe 12.
  • the third circuit 25 includes an outlet which is connected to a pipe 27 which advantageously plunges to the bottom of the tank 2.
  • the heat exchanger 15 also comprises a fourth circuit 28.
  • the latter has an inlet which is connected to the outlet of the compressor (s) 21.
  • the fourth circuit 28 also includes an output which is connected to the regasification unit 4.
  • a pipe 29 makes it possible to connect on the one hand, the input of the fourth circuit 28 and on the other hand, the output of the compressor (s) 21.
  • the output of the fourth circuit 28 this is connected in particular to one end of a pipe 30 which is connected to the regasification unit 4.
  • the other end of the pipe 30 is in particular connected to a second inlet arranged in the upper part of the tank 5.
  • the compressed NBOG circulates in the fourth circuit 28.
  • Depressurization means 31 are installed on the pipe 30 and are configured to reduce the pressure of the gas (here reliquefied LNG), before its reinjection into the balloon.
  • the pressure of the reliquefied LNG entering the balloon is between 3 and 10 bar absolute.
  • the depressurization means 31 comprise for example a Joule Thompson effect valve which makes it possible to reduce the temperature of the gas by adiabatic expansion.
  • a Joule-Thomson expansion or depressurization is a stationary and slow laminar expansion performed by passing a flow of gas through a pad (cotton wool or raw silk in general) in an insulated pipe, the pressure prevailing to the left and to the right of the pad being different.
  • the Joule-Thomson expansion is generally accompanied by a temperature variation: this is the Joule-Thomson effect.
  • the heat exchanger 15 includes a fifth circuit 33.
  • This fifth circuit 33 includes an inlet which is connected to a pipe 34 coupled to the tank 2 and an outlet which is coupled to the regasification unit 4.
  • the pipe 34 opens into the pipe 26 which is coupled to the pump 10b.
  • the pipe 34 is directly connected to a pump which is placed at the bottom of the tank.
  • the output of the fifth circuit 33 is connected to a pipe 35 which is connected to the regasification unit 4 and in particular the balloon. More precisely still, this pipe 31 opens here in the pipe 31 to supply the balloon.
  • the second circuit 22 is a cold circuit. Indeed, the fluid circulating in this circuit 22 and in this case the depressurized LNG, is intended to be heated by circulation in this circuit so as to be vaporized at least partially. The fluid is intended to be heated and therefore to transmit cold.
  • the circuit 22 is thus considered as a cooling circuit.
  • the circuit 25 is a hot and therefore cooling circuit.
  • the fluid circulating in the circuit 25 and in this case the LNG coming from the tank 2, is intended to be cooled, or even sub-cooled by circulation in this circuit.
  • the circuits 22 and 25 are configured so as to exchange heat between them.
  • the depressurization upstream of the circuit 22 makes it possible to lower the vaporization temperature, which makes it possible to generate a two-phase mixture of gases from a heat exchange with the LNG withdrawn from the tank and circulating in the circuit 25.
  • the partial vaporization requires a heat supply provided by the LNG circulating in the circuit 25, it is therefore a refrigerating source for the cooling of the LNG circulating in the circuit 25.
  • the circuit 28 is a hot and therefore heating circuit, the fluid circulating in this circuit and in this case the compressed gas leaving the compressor (s) 21 being intended to be cooled by circulation in this circuit.
  • the expansion downstream of the circuit 28 makes it possible to lower the temperature of the reliquified LNG before its reinjection into the tank 2.
  • the circuit 17 is a cold and therefore cooling circuit, the fluid circulating in this circuit, that is to say the NBOG withdrawn from the tank, is intended to be heated by circulation in this circuit.
  • the circuits 17 and 28 are configured so as to carry out a heat exchange between them also.
  • the NBOG allows the compressed NBOG circulating in circuit 28 to be cooled.
  • the circuits 22 and 28 are configured so as to carry out a heat exchange between them also.
  • Gas in a two-phase state cools the NBOG compressed circulating in the circuit 22 and the NBOG also makes it possible to heat the gas in a two-phase state to finalize the partial vaporization.
  • the circuit 33 also cold, and therefore cooling the fluid circulating in it (LNG from the tank) is intended to be heated while maintaining a liquid state.
  • the circuits 33 and 28 are configured so as to carry out a heat exchange between them also.
  • the LNG circulating in circuit 33 is a source of cold so as to generate a reliquefaction of the cooled NBOG circulating in the circulating in circuit 28.
  • FIG. 2 illustrates a first operating mode of the gas treatment system which makes it possible to regasify LNG stored in the tank 2 to supply the distribution network 300 and at the same time to process the NBOG without loss of the cargo.
  • Installation 3 is supplied with NBOG and its NBOG needs are not significant, ie low. This is the nominal case of operation of the gas treatment system.
  • the gas treatment system 1 makes it possible to generate cold which can be used subsequently and also transform the gas into fuel (regasify) from LNG and BOG.
  • the pressure inside the tank is not very high because there is a large reserve of cold to exploit.
  • LNG is taken from the tank 2 to supply the regasification unit 4 via the pipe 1 1.
  • the gas in a two-phase state at the inlet of the heat exchanger 15 is at a pressure between 120 and 800 mbara, more preferably between 300 and 800 mbara and at a temperature between -182 ° C and -151 ° C.
  • the gas in gaseous form has a temperature between -50 ° C and -15 ° C.
  • the temperature of the at least partially vaporized gas is greater than or equal to 35 ° C.
  • Such an outlet temperature makes it possible to use the compressor 23 which is less expensive than a cryogenic compressor. It should be noted that a cryogenic compressor can operate at temperatures well below -50 ° C, or even -160 ° C. Furthermore, this temperature level guarantees that all the liquefied gas is entirely vaporized and therefore in gaseous form at the outlet of the circuit 22 and therefore at the inlet of the compressor 23.
  • the LNG entering circuit 25 is at a temperature of around -160 ° C.
  • the LNG outlet temperature after the heat exchange in line 25 is of the order of -168 ° C.
  • NBOG from the tank 2 circulates in the circuit 17 then is compressed in the compressor (s) 21.
  • LNG from the tank 2 is still conveyed by the pump 10c to the circuit 22 (cold ) of the exchanger 15.
  • the compressed BOG coming from the compressor 21 also circulates in the circuit 28 before undergoing a reliquefaction and an expansion.
  • reliquefaction the condensation of the vapors of a gas allowing it to be brought back to a liquid state.
  • the NBOG at the input of circuit 17 has a temperature of the order of -120 ° C.
  • the temperature of the NBOG at the outlet of circuit 17 is of the order of 25 ° C.
  • the temperature of the NBOG at the input of circuit 28 is around 43 ° C after having undergone a rise in temperature by compression thereof.
  • the temperature of the gas leaving circuit 28 is between -1 10 ° C and -90 ° C.
  • the gas flowing in the circuit 28 exchanges heat with the gas in a two-phase state flowing in the circuit 22 to reach a temperature of the order of - 150 ° C.
  • the pressure inside the tank 5 is between 1 and 5 bar. Preferably, the pressure is around 3 bar.
  • the LNG entering circuit 33 is at a temperature of the order of -160 ° C.
  • the LNG outlet temperature after the heat exchange in circuit 33 is of the order of -145 ° C.
  • the temperature of the compressed BOG at the input of circuit 28 is around 43 ° C.
  • the temperature of the reliquefied gas leaving the circuit 28 is of the order of -150 ° C.
  • the reliquified NBOG (circulating in circuit 28) and the slightly warmed LNG (circuit 33) are transferred to tank 5 to supply the distribution network 300.
  • the flow from the distribution network controls the flow of gases partially vaporized (22) and sub-cooled (circuit 25). The higher the consumption of the network, the more the gas flow in circuits 22 and 25 increases and vice versa.
  • the flow rate of network 300 also controls that of slightly heated gases (circuit 33) and of evaporation (circuit 17). Part of the NBOG which circulates in circuit 17 is sent to installation 3 for the generation of electricity.
  • the NBOG passes twice through the heat exchanger 15 (NBOG and NBOG reliquified).
  • the NBOG is successively heated (or preheated), compressed, cooled, and (at least a part) reliquified before reaching the regasification unit, in particular the balloon 5.
  • the system also makes it possible to generate more excess cold and voluntarily so as to take advantage of a higher recondensation capacity and to reuse the cold.
  • the configuration of the system also makes it possible to recover cold without the flow circulating in the various circuits being too great.
  • the gas treatment system 1 makes it possible to regasify LNG extracted from the tank to supply the distribution network 300 and BOGs located in the tank.
  • Part of the NBOG supplies installation 3 for the needs of the reception terminal. The requirements for installation 3 are low.
  • the use of NBOG makes it possible to control the pressure in the tank through outlet 20. There is no sub-cooling of the LNG with a view to its storage and its subsequent use since the pressure in the tank is not very high due to the use of NBOG to produce combustible gas via the regasification unit.
  • Only circuits 17, 28 and 33 are supplied with gas. In this case, the NBOG extracted from the tank is sent in the circuit 17 to the compressor 21 where it is compressed.
  • the compressed NBOG is returned to the heat exchanger 15 through the circuit 28 where it is cooled by heat exchange with the NBOG circulating in the circuit 17.
  • the cooled NBOG circulating in the circuit 28 is also reliquified by exchange of heat with the LNG circulating in circuit 33.
  • the reliquified NBOG reaches at the output of circuit 28 a temperature of the order of - 150 ° C.
  • the reliquified NBOG is then expanded in the depressurization means 31 and then conveyed to the regasification unit. At the outlet of the expansion means, the reliquified NBOG has a temperature of the order of - 149 ° C.
  • the LNG circulating in the circuit 33 is extracted from the tank 2 by the pump 10b.
  • the LNG is heated by heat exchange with the cooled NBOG circulating in the circuit 28 then is injected into the regasification unit.
  • LNG temperature at the input of circuit 33 is of the order of -160 ° C and at the output is of the order of -145 ° C.
  • LNG is extracted from the LNG tank using the pump 10a to the regasification unit 4 so that it is transformed into combustible gas.
  • the reliquified NBOG (circuit 28) and the slightly heated LNG (circuit 33) are transferred to the tank 5 which transfers the recondensed gas to the distribution network 300 whose needs are more or less significant.
  • the recondensed gas is pressurized by the pump 4a and is then vaporized.
  • the consumption of the distribution network 300 is fluctuating. In particular, when the consumption of the distribution network increases, that is to say that the flow rate increases, then the flow rates of the gases circulating in the circuits 28 and 33 also increase.
  • the aim of the gas treatment system is to control the pressure in the tank and in particular to maintain the pressure in the tank without transforming the gas into fuel.
  • Part of the NBOG supplies the installation 3 for the needs of the reception terminal.
  • the needs of installation 3 are low.
  • the regasification unit 4 is stopped.
  • the needs of the distribution network 300 are hampered.
  • NBOG is reliquefied and liquefied gas is produced for later use.
  • the NBOG is taken from the reservoir and feeds the compressor 21 where it is compressed.
  • the NBOG is conveyed at the outlet of the compressor 21 to the heat exchanger 15 in the circuit 28.
  • the compressed NBOG which circulates in the circuit 28 undergoes cooling by heat exchange with the NBOG circulating in the circuit 17 as in the second mode of operation.
  • This compressed NBOG is also reliquefied by heat exchange with the LNG circulating in circuit 33 from the tank 2.
  • the LNG circulating in circuit 33 is heated by heat exchange with the compressed NBOG and cooled then is conveyed to the regasification unit. 4, in especially only the tank 5.
  • the reliquified NBOG (circuit 28) and the slightly warmed LNG (circuit 33) are transferred to the tank 5.
  • the LNG leaving the tank 5 is returned to the tank 2 via the conduit 7.
  • the gas treatment system makes it possible to treat only the NBOG and with the regasification unit completely stopped.
  • the NBOG produced in the tank 2 is in sufficient quantity to meet the needs of the installation 3.
  • NBOG is taken from this tank and feeds the compressor 21 to reach the pressure required for the installation 3.
  • the NBOG is taken from the tank 2 and is sent to the compressor 21 by passing through the heat exchanger 15, and in particular the circuit 17.
  • the BOG does not exchange any heat and its temperature at the inlet and outlet of the heat exchanger 15 is identical, i.e. around -120 ° C.
  • FIG. 6 to 10 show a second embodiment of the gas treatment system 1 according to the invention.
  • This system 1 includes several heat exchangers which allow heat exchanges between the LNG evaporating gases (NBOG) and / or the liquid LNG.
  • NBOG LNG evaporating gases
  • This system therefore differs from the first embodiment by the number of heat exchangers.
  • the system 1 comprises at least three heat exchangers.
  • a single tank is also shown. Of course, the system can include other tanks.
  • the system 1 also includes the pumps 10a, 10b and 10c which are installed in the tank 2.
  • each pump 10a, 10b, 10c is immersed in the LNG, and is preferably located at the bottom of the tank in order to ensure that it is only supplied with LNG.
  • the first heat exchanger 40 comprises circuits 22a and 25.
  • the first heat exchanger is a vacuum evaporator (ESV).
  • ESV vacuum evaporator
  • the latter primarily generates heat (hot).
  • the circuit 22a is a first portion of the circuit 22 of the heat exchanger 15 described above and which exchanges heat with the circuit 25.
  • the LNG withdrawn from the tank 2 and circulating in the circuit 25 is sub-cooled and is returned to the bottom of the tank 2 so as to form a cold reserve layer.
  • the circuit 25 is connected, on the one hand to the pipe 26, and on the other hand to the pipe 27 coupled to the tank.
  • the LNG circulating in circuit 22a is heated to a required temperature and reaches a two-phase state.
  • the LNG is depressurized by depressurization means 16 installed upstream of the circuit 22a so that its pressure is at the pressure required by the compression means 23.
  • the inlet of the circuit 22a is connected to the pipe 13 which carries the depressurization means 16.
  • the depressurization and vaporization at least in part allows the sub-cooling of the LNG circulating in the circuit 25.
  • the depressurized and heated LNG is sent to the compressor 23.
  • the LNG depressurized and warmed is intended to pass through a second heat exchanger 41.
  • the second heat exchanger 41 makes it possible to generate cold.
  • This heat exchanger 41 comprises the circuit 17, the circuit 22b and the circuit 28a.
  • the circuit 22b is a second portion of the circuit 22 which exchanges heat with the circuit 17.
  • the circuit 22b ensures the heating of the two-phase mixture of gases and the total evaporation of the liquid remaining in the LNG.
  • the circuit 28a is a first portion of the circuit 28 which exchanges heat with the circuits 22 and 33.
  • the circuit 28a provides cooling of the NBOG. As for circuit 17, this allows the NBOG taken from the tank to be heated.
  • the input of circuit 28a is connected to the output of circuit 17. Likewise, the input of circuit 28a is connected to the output of circuit 22b.
  • the input of circuit 17 is connected to output 20 via line 18 and the output of circuit 17 is connected to at least one of the compressors 21.
  • the input of circuit 28a is connected to the output of at least one of the compressors 21.
  • An intermediate pipe 42 makes it possible to connect the circuits 22a and 22b.
  • the cooled and reliquefied NBOG is transferred to the regasification unit.
  • the arrangement of this heat exchanger 41 in this system makes it possible to avoid extract a large amount of LNG in order to be able to process the NBOG and reduce the pressure in the tank. More precisely still, the heat exchange which is carried out between the circuit 17 and the circuit 28 makes it possible not to extract a large quantity of LNG and to process the NBOG.
  • the system 1 comprises a third heat exchanger 43 which generates cold.
  • the first heat exchanger is a recondensor (RCD).
  • the third heat exchanger 43 comprises the circuit 28b and the circuit 33.
  • the circuit 28b is a second portion of the circuit 28 which exchanges heat with the circuits 22 and 33.
  • the circuit 28b makes it possible to cool and reliquefy the previously cooled NBOG in circuit 28a.
  • the input of circuit 28a is connected to the output of circuit 28a via an intermediate pipe 44.
  • the LNG which is taken from the tank and which circulates in circuit 33 is heated by heat exchange with the cooled NBOG and reliquified circulating in the circuit 28b then is injected into the regasification unit.
  • the input of circuit 33 is connected to line 26 and the output is connected to line 30.
  • the heat exchangers 40, 41, 43 are separated from the tank.
  • at least partial sub-cooling, reliquefaction, and / or vaporization are carried out outside the tank 2.
  • the heat exchangers 40, 41, 43 are tube, plate or coil exchangers.
  • This gas treatment system operates in substantially the same manner as the embodiment described above.
  • FIG. 7 is illustrated the operating mode similar to that of FIG. 2.
  • the system makes it possible to produce cold at the same time as this transforms the gas into fuel via the regasification unit for supply the distribution network 300.
  • Part of the NBOG supplies the installation 3 for the needs of the reception terminal.
  • the needs of installation 3 are weak.
  • the NBOG which is heated passes through the compressor 21 and enters the circuit 28a at a temperature of approximately 43 ° C.
  • the BOG is cooled and has a temperature of around -105 ° C.
  • This same compressed and cooled NBOG is sent to circuit 28b where it is reliquefied. Its temperature at the outlet of circuit 28b is of the order of -150 ° C.
  • the LNG taken from the tank is depressurized and has a temperature of around -169 ° C at the inlet of circuit 22a.
  • the depressurized and reheated LNG has a temperature of the order of -162 ° C at the outlet of circuit 22a.
  • the LNG is transferred to the heat exchanger 41 in the circuit 22b in a two-phase state.
  • the depressurization and vaporization at least in part allows the sub-cooling of the LNG circulating in the circuit 25.
  • the temperature of the LNG entering the circuit 25 is of the order of -160 ° C. and the temperature leaving the circuit 25 is in the range of -168 ° C.
  • LNG in the form of a two-phase mixture of gases is vaporized to reach a temperature of around 15 ° C. It also makes it possible to use a less expensive compressor as mentioned above.
  • LNG extracted from the tank is sent to the circuit 33 where it is heated by heat exchange with the cooled LNG circulating in the circuit 28b and in which the latter is sub-cooled.
  • the NBOG passes through the heat exchanger 41 twice and once the heat exchanger 43.
  • the NBOG passes through two heat exchangers 41 in this embodiment where the latter is successively reheated (or preheated), compressed, cooled, and reliquefied before reaching the regasification unit.
  • the reliquified NBOG (28a, 28b) and the slightly warmed LNG (circuit 33) are transferred to balloon 5 to supply the distribution network.
  • FIG. 8 illustrates a mode of operation similar to that of the first embodiment illustrated in FIG. 3 where the system 1 uses BOG and LNG withdrawn from the tank to supply the regasification unit.
  • the use of the BOG makes it possible to control the pressure in the tank through the outlet 20.
  • part of the NBOG supplies the installation 3 for the needs of the reception terminal.
  • the needs of installation 3 are low.
  • Only circuits 17, 28a, 28b and 33 are supplied with gas.
  • the system uses the second and third heat exchangers 41, 43.
  • the NBOG compressed and cooled at the outlet of the circuit 28a is approximately -100 ° C.
  • the compressed NBOG exchanges heat only with the NBOG which circulates in circuit 17 with an inlet temperature of approximately -120 ° C.
  • the compressed and cooled NBOG is reliquified in circuit 28b by heat exchange with the LNG taken from the tank and circulating in circuit 33.
  • the temperature of the reliquified NBOG is of the order of -150 ° C.
  • the temperature of the reliquified NBOG is of the order of -149 ° C.
  • the LNG which is taken from the tank at a temperature of around -160 ° C, crosses circuit 33 where it is heated by heat exchange with the NBOG.
  • the heated LNG (but not vaporized) has a temperature of the order of -149 ° C at the outlet of circuit 33.
  • the LNG taken from the tank is also sprayed into the gaseous sky to force the recondensation of the NBOG.
  • LNG is also taken from the tank 2 using the pump 10a to supply the regasification unit 4 via the pipe 11.
  • the reliquified NBOG (circuits 28a, 28b) and the slightly heated LNG (circuit 33) are transferred to the tank 5 which transfers the recondensed gas to the distribution network 300 whose needs are more or less significant.
  • the consumption of the distribution network 300 is fluctuating. In particular, when the consumption of the distribution network increases, that is to say that the flow rate increases, then the flow rates of the gases circulating in the circuits 28 and 33 also increase.
  • the operating mode of FIG. 9 is similar to that of the first embodiment illustrated in FIG. 4 where the system manages the NBOG to avoid an increase in the pressure in the tank. Part of the NBOG supplies the installation 3 for the needs of the reception terminal. The needs of installation 3 are low. The regasification unit 4 is stopped.
  • the operating mode of FIG. 10 is similar to that of the first operating mode illustrated in FIG. 5.
  • the gas treatment system only takes the NBOG so as to control the pressure of the tank and to supply the installation 3 with NBOG.
  • the NBOG passes through the second heat exchanger by circulating in the circuit 17.
  • the NBOG is compressed by a compressor 21 before supplying the installation 3.
  • FIG. 1 1 to 14 illustrates an embodiment of the gas treatment system.
  • This system 1 includes several heat exchangers which allow heat exchanges between the LNG evaporating gases (NBOG) and / or the liquid LNG.
  • NBOG LNG evaporating gases
  • the heat exchangers 40 and 43 described in the previous embodiments are combined in a single heat exchanger 400.
  • FIG 11 illustrates the general concept of this system.
  • the combined heat exchanger 400 acts as a vacuum evaporator and a condenser. Such a combination makes it possible to dispense with another heat exchanger and allows an economic gain.
  • This exchanger 400 includes the circuit 220 in which LNG extracted from the bottom of the tank 2 circulates and which is heated by heat exchange to reach a two-phase state.
  • the input of circuit 220 is connected to a line 13 which is connected to the bottom of the tank.
  • line 13 is connected to a pipe 12 which is coupled to the pump 10b immersed in the bottom of the tank 2.
  • the depressurization means 16 are mounted on the pipe 13.
  • the outlet of the circuit 220 is connected to the intermediate pipe 42 connected to the heat exchanger 41.
  • the heat exchanger 400 also includes a circuit 250 in which LNG extracted from the bottom of the tank circulates.
  • the input of the circuit 250 is connected to a conduit 34 which extracts LNG from the bottom of the tank and the output of the circuit is connected to conduits 27, 35 which transfers the LNG to the regasification unit 4 or the bottom of the tank 2 .
  • the heat exchanger 41 comprises circuit 17, circuit 22b and circuit 28a.
  • the circuit 22b ensures the heating of the gas in a two-phase state and the total evaporation of the remaining liquid from the LNG and the circuit 28a ensures the cooling of the NBOG.
  • circuit 17 this allows the NBOG taken from the tank to be heated.
  • the input of circuit 17 is connected to output 20 via line 18 and the output of circuit 17 is connected to at least one of the compressors 21.
  • the input of circuit 22b is connected to one end of the intermediate pipe .
  • the output of circuit 22b is connected to compression means 23. The latter being connected to the inlet of compressor (s) 21.
  • the input of circuit 28a is connected to the output of circuit 17. Likewise, the input of circuit 28a is connected to the output of circuit 22b. More specifically, the input of circuit 28a is connected to the output of at least one of the compressors 21.
  • the compressor 23 is arranged upstream of the compressor 21 in the direction of circulation of the fluid in the circuit 22b.
  • the output of circuit 28a is connected to the heat exchanger 400. In particular, the output of circuit 28a is connected to one end of the intermediate pipe 44.
  • circuit 220 the other end of the intermediate pipe 44 is also connected to circuit 220.
  • the output of circuit 220 is connected to the pipe which is connected to the regasification unit 4 and in particular to the balloon 5.
  • Depressurization means 31 are mounted on the pipe 31.
  • the output of circuit 28a is connected to the input of circuit 220 downstream of the heat exchanger 400 (according to the direction of circulation of the fluid in the circuit 250.
  • the end of the intermediate pipe 44 is connected to the heat exchanger on the side of the outlet of the circuit 250.
  • the pipe 30 is connected to the outlet of the circuit 220 upstream of the heat exchanger, on the inlet side of circuit 250.
  • the compression means 23 comprise two compressors mounted in series (cf. FIG. 12a and FIG. 12b). This configuration makes it possible to reduce the pressure of the tanks between 0.2 and 0.8 bara and preferably between 0.3 and 0.5 bara. This also facilitates vaporization after the circuit where the LNG is partially vaporized (circuit 22, 22b). Each compressor has a compression ratio of around 2. In this way, we can achieve a compression ratio of 4 bar.
  • These series compressors operate with a flow rate of between 10,000 and 40,000 m3 / h. Preferably, but not limited to, the flow rate is between 30,000 and 35,000 m3 / h.
  • FIG. 12a is illustrated an operating mode of this gas treatment system in which LNG is sub-cooled and gasified.
  • This operating mode makes it possible to regasify LNG stored in the tank 2 to supply the distribution network 300 and at the same time to process the NBOG without loss of the cargo.
  • Part of the NBOG supplies the installation 3 for the needs of the reception terminal with relatively low NBOG needs.
  • the LNG taken from the tank 2 via the pump 10b passes through the heat exchanger which is sub-cooled in the circuit 250 and reheated in the circuit 220.
  • the heating of the LNG is facilitated by the depressurization upstream of the circuit 220
  • the LNG depressurization and the vaporization at least partly in the circuit 220 makes it possible to sub-cool the LNG which circulates in the circuit 250.
  • the sub-cooled LNG is returned to the bottom of the reservoir 2 so as to form a cold reserve layer.
  • the heated LNG and in its two-phase state at the outlet of the circuit 220 is transferred to the exchanger 41 where it is vaporized in the circuit 22b.
  • the sub-cooled LNG is transferred to the bottom of the tank.
  • the NBOG does not pass through the heat exchanger 400 but circulates in a pipe 440 which is on the one hand connected to the outlet of the circuit 28a and on the other starts at the top of the balloon 5.
  • LNG is also extracted from the tank so as to supply the balloon 5 of the regasification unit 4.
  • the LNG and the NBOG which pass through the balloon 5 are sent to the distribution network 300.
  • FIG. 13 illustrates an operating mode of the gas treatment system which is similar to that of FIG. 3 or of FIG. 8.
  • the system 1 uses BOG and LNG taken from the tank to supply the regasification unit.
  • BOG makes it possible to control the pressure in the tank through outlet 20.
  • NBOG makes it possible to supply installation 3 which has a relatively low energy requirement. In this operating mode, there is no sub-cooling of the LNG for later use (the system does not store cold). Only circuits 17, 28a, 220 and 250 are supplied with gas.
  • the NBOG at the outlet of the tank passes through the heat exchanger 41 in the circuit 17 so that it is compressed by the compressor (s) 21.
  • the compressed NBOG again passes through the heat exchanger in circuit 28a.
  • the NBOG which circulates in circuit 17 is heated before passing through the compressor (s).
  • the compressed NBOG exchanges heat only with the heated NBOG which circulates in circuit 17 to undergo cooling.
  • the compressed and cooled NBOG is transferred into the heat exchanger 40 in the circuit 220 so as to be reliquefied by heat exchange with the LNG withdrawn from the tank and circulating in the circuit 250.
  • the NBOG reliquified is expanded in the depressurization means 31 and is then transferred to the balloon 5.
  • the LNG which is taken from the tank 2 crosses the circuit 250 where it is heated by heat exchange with the NBOG (compressed and cooled).
  • the heated LNG (but not vaporized) is then transferred to the balloon 5.
  • the LNG taken from the tank 2 is also sprayed into the gaseous sky to force the recondensation of the NBOG in the tank.
  • LNG is also taken from the tank 2 using the pump 10a to supply the regasification unit 4 via the pipe 1 1 so that it is transformed into combustible gas.
  • the reliquified NBOG (circuits 28a, 250) and the slightly heated LNG (circuit 250) are transferred to the tank 5 which transfers the recondensed gas to the distribution network 300 whose needs are more or less significant.
  • the flow rates of the gases circulating in the circuits 28 and 33 also increase.
  • FIG. 14 illustrates another operating mode of the gas treatment system which is similar to that of FIG. 4 or of FIG. 9.
  • this operating mode makes it possible to control the pressure in the tank and in particular, to maintain the pressure in the tank without transforming the gas into fuel.
  • the NBOG supplies the installation 3 (which has a relatively low need to ensure the production of electricity from the reception terminal) and the regasification unit 4 is stopped.
  • the needs of the distribution network 300 are hampered.
  • this operating mode we consider that there is sub-cooled LNG already in the tank. NBOG is reliquefied and liquefied gas (slightly reheated) is produced for later use.
  • the NBOG is taken from the tank and passes through the heat exchanger 41 for the first time in the circuit 17 before being compressed by the compressor 21.
  • NBOG is routed at the outlet of compressor 21 to the heat exchanger 41 a second time in circuit 28a.
  • the compressed NBOG which circulates in the circuit 28a undergoes cooling by heat exchange with the NBOG circulating in the circuit 17.
  • This NBOG is then transferred to the heat exchanger 400 where the latter is reliquified by heat exchange with the LNG circulating in circuit 250 from tank 2.
  • the LNG circulating in circuit 250 is heated by heat exchange with the compressed and cooled NBOG then is conveyed to the regasification unit 4, in particular only in the tank 5.
  • the NBOG which circulates in circuit 220 and the LNG which circulates in circuit 250 circulates in opposite directions in the heat exchanger which promotes heat exchange.
  • the reliquified NBOG (circuits 17 and 28a) and the slightly warmed LNG (circuit 250) are transferred to the balloon 5.
  • the reliquified NBOG is relaxed before reaching the separation balloon.
  • the LNG at the outlet of the tank 5 is returned to the bottom of the tank 2 through the conduit 7.

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Abstract

L'invention concerne un système (1) de traitement de gaz pour un terminal de réception de gaz, le système comprenant: - au moins un réservoir (2) de stockage de gaz d'évaporation et de gaz liquéfié, - au moins un compresseur (21, 23), - un premier circuit (17) qui est destiné à alimenter le compresseur (21) en gaz d'évaporation, le premier circuit (17) étant relié à une conduite (18) qui est reliée à une sortie (20) de gaz d'évaporation du réservoir (2), et - une unité de regazéification (4) comprenant une entrée reliée à une conduite (11) qui est destinée à être alimentée en gaz liquéfié du réservoir (2). Selon l'invention, le système de traitement de gaz comprend: - un deuxième circuit (22) comprenant une entrée de gaz reliée à une conduite (13) qui est reliée à une sortie de gaz liquéfié du réservoir (2), et une sortie de gaz qui est reliée au compresseur (21, 23), le compresseur (21, 23) comprenant une sortie qui est reliée à l'unité de regazéification (4), et - un troisième circuit (25) comprenant une entrée de gaz, reliée à une conduite (26) qui est reliée à une sortie de gaz liquéfié du réservoir (2), et une sortie de gaz liquéfié, reliée à une conduite (27) qui est destinée à réinjecter du gaz liquéfié sous refroidi au fond du réservoir de manière à former une couche de gaz sous-refroidi, le deuxième circuit (22) étant configuré de manière à sous refroidir par échange de chaleur le gaz circulant dans le troisième circuit (25) et le troisième circuit (25) étant configuré de manière à au moins réchauffer par échange de chaleur le gaz circulant dans le deuxième circuit (22).

Description

DESCRI PTION
TITRE : SYSTEME DE TRAITEMENT DE GAZ D’UN TERMINAL DE
RECEPTION EQUIPE D’UNE UNITE DE REGAZEIFICATION ET PROCEDE DE TRAITEMENT DE GAZ CORRESPONDANT
Domaine technique de l'i nvention
L’invention concerne un système de traitement de gaz d’un terminal de réception équipé d’une unité de regazéification. Le terminal de réception peut être un navire, tel qu’un navire de transport de gaz liquéfié ou être installé sur une zone terrestre pour stocker du gaz liquéfié.
Arrière-plan technique
L’art antérieur comprend les documents FR-A1 - 3 066 248, FR-A2-3 066 249, et WO-A1 - 2018/206510.
Il est connu de transporter sur un navire, tel qu’un navire méthanier, plusieurs types de gaz sous forme liquéfiée afin de faciliter leurs transports sur de longues distances. Des exemples de gaz liquéfiés 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, tels que -160°C à pression atmosphérique pour le GNL, afin qu’ils soient liquides à une pression proche de la pression atmosphérique et facilement chargés sur les navires spécialisés. Le gaz naturel liquéfié et le gaz de pétrole liquéfié sont utilisés comme combustibles plus propres et plus économiques pour divers équipements dans tout type d’industrie.
Le gaz naturel liquéfié peut être utilisé pour les besoins énergétiques du fonctionnement des navires méthaniers (propulsion du navire et/ou la production d'électricité pour les équipements de bord), et notamment ceux transportant les gaz de pétrole liquéfié et ou le gaz naturel liquéfié de sorte à satisfaire les nouvelles réglementations environnementales. Ces installations embarquées comprennent couramment des machines thermiques consommant du gaz provenant d'un évaporateur qui est alimenté à partir de la cargaison de gaz liquéfié transportée dans le ou les réservoirs du navire méthanier. Une fois transportés jusqu’à la destination souhaitée, les gaz liquéfiés sont stockés généralement dans des terminaux de réception terrestres ou flottantes afin de pouvoir être vendus et/ou alimenter d’autres équipements tels que des réseaux de distribution de gaz publics. Les terminaux de réception terrestres ou flottants peuvent être équipés d’une unité de regazéification. Cette dernière permet de réchauffer le gaz liquéfié pour le vaporiser afin de le reconvertir en gaz (regazéifier ou gazéifier) avant sa distribution comme combustible. Sa température passe de -160°C à 0°C sous haute pression. Les terminaux de réception flottants sont des navires, prévus à proximité des côtes ou en eaux profondes, qui sont équipés de telles unités et qui sont connus sous le sigle anglais de « FSRU » pour désigner une unité de stockage et de regazéification flottante.
La demande en gaz combustible étant très variable, il en résulte que l’unité de regazéification fonctionne également de manière aléatoire. Cela implique que si l’unité de regazéification est bien plus souvent à l’arrêt qu’en fonctionnement, des vapeurs de gaz, résultant d’une évaporation du gaz liquéfié et désigné sous le sigle « BOG » ou « NBOG » pour évaporation naturelle, se forme en continue dans la partie supérieure du réservoir. Un tel accroissement des gaz d’évaporation induit une augmentation de la pression dans le réservoir. Pour abaisser la pression, le NBOG est extrait du réservoir pour être brûlé dans une unité de combustion ou pour être évacué dans l’air ambient, ce qui représente une perte d’une partie de la cargaison. Par ailleurs, il est connu que le NBOG se forme également lors du chargement des réservoirs du système de traitement de gaz (transfert de GNL du méthanier au terminal de réception flottant ou terrestre). En effet, chaque réservoir comprend une quantité importante de BOG qui provient du refroidissement du réservoir (qui doit être étanche et isolé thermiquement) et aussi du NBOG généré par le GNL qui se réchauffe dans le réservoir. Les vapeurs dues au refroidissement ne sont pas recondensées par le GNL chargé dans le réservoir. Pour pallier la formation de NBOG, la vitesse de chargement des réservoirs est réduite, ce qui allonge le temps de chargement, lequel peut être multiplié par deux et dépasser dix- heures, et donc induire une immobilisation du méthanier.
Résumé de l'i nvention
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, notamment lors de l’arrêt de l’unité de regazéification, et la production de gaz combustible.
Selon un premier aspect, l’invention propose un système de traitement de gaz pour un terminal de réception de gaz, le système comprenant :
au moins un réservoir de stockage de gaz d’évaporation et de gaz liquéfié, au moins un compresseur,
un premier circuit qui est destiné à alimenter le compresseur en gaz d’évaporation, le premier circuit étant relié à une conduite qui est reliée à une sortie de gaz d’évaporation du réservoir, et
une unité de regazéification comprenant une entrée reliée à une conduite qui est destinée à être alimentée en gaz liquéfié du réservoir, caractérisé en ce qu’il comprend :
un deuxième circuit comprenant une entrée de gaz reliée à une conduite qui est reliée à une sortie de gaz liquéfié du réservoir, et une sortie de gaz qui est reliée au compresseur, ledit compresseur comprenant une sortie qui est reliée à l’unité de regazéification, et
un troisième circuit comprenant une entrée de gaz, reliée à une conduite qui est reliée à une sortie de gaz liquéfié du réservoir, et une sortie de gaz liquéfié, reliée à une conduite qui est destinée à réinjecter du gaz liquéfié sous refroidi au fond du réservoir de manière à former une couche de gaz sous-refroidi, le deuxième circuit étant configuré de manière à sous refroidir par échange de chaleur le gaz circulant dans le troisième circuit et le troisième circuit étant configuré de manière à au moins réchauffer par échange de chaleur le gaz circulant dans le deuxième circuit.
Ainsi, l’invention permet de gérer le gaz d’évaporation naturelle et la production de gaz combustible dans toutes les situations sans perte de la cargaison. En particulier, ce système permet, lorsque l’unité de regazéification est en fonctionnement et que la quantité de gaz d’évaporation naturelle pour alimenter d’autres équipements est faible, que le gaz d’évaporation soit transféré vers l’unité de regazéification pour que celui-ci soit utilisé pour produire du gaz combustible. De même, lorsqu’il n’est pas nécessaire de produire du gaz combustible via l’unité de regazéification (production en arrêt), la pression à l’intérieur du réservoir est gérée en évacuant le gaz d’évaporation qui sera recondensé au moyen du GNL dans le réservoir. Une telle installation permet également de pouvoir remplir plus rapidement les réservoirs des terminaux de réception terrestres ou flottants puisque le NBOG qui sera généré pendant le remplissage peut être recondensé facilement avec le GNL stocké dans le réservoir.
Le système peut comprendre une ou plusieurs des caractéristiques suivantes, prises isolément ou en combinaison les unes des autres :
l’unité de regazéification comprend une sortie reliée au réservoir par une conduite,
l’unité de regazéification comprend un recondenseur qui est relié d’une part à la sortie du compresseur et d’autre part au réservoir par une conduite de manière à renvoyer du gaz liquéfié dans le réservoir,
l’unité de regazéification comprend au moins une pompe et au moins un échangeur de chaleur, la pompe étant installée entre le recondenseur et l’échangeur de chaleur,
la sortie du deuxième circuit est reliée à des moyens de compression agencés en amont du compresseur,
le système de traitement de gaz comprend un quatrième circuit comprenant une entrée reliée à une conduite dans laquelle circule du gaz d’évaporation et qui est connectée à une sortie du compresseur, et une sortie reliée à une conduite qui est connectée à l’unité de regazéification,
le deuxième circuit est configuré de manière à refroidir le gaz circulant dans le quatrième circuit,
le système comprend un premier échangeur de chaleur comportant une première portion du deuxième circuit et le troisième circuit qui est configuré de manière à permettre respectivement un sous-refroidissement du gaz circulant dans le troisième circuit et au moins un réchauffement du gaz circulant dans la première portion du deuxième circuit,
le système comprend un deuxième échangeur de chaleur comprenant une deuxième portion du deuxième circuit et le premier circuit qui est configuré de manière à permettre une vaporisation du gaz circulant dans la deuxième portion du deuxième circuit et un réchauffement des gaz circulant dans le premier circuit,
la première portion et la deuxième portion de la deuxième canalisation sont reliées par une première canalisation intermédiaire, le deuxième échangeur de chaleur comprend en outre une première portion du quatrième circuit, la deuxième portion du deuxième circuit étant configurée de manière à refroidir le gaz circulant dans la première portion du quatrième circuit,
- le système comprend un troisième échangeur de chaleur comprenant un cinquième circuit et une deuxième portion du quatrième circuit configuré de manière à réchauffer le gaz circulant le cinquième circuit et à reliquéfier le gaz d’évaporation circulant dans la deuxième portion du quatrième circuit, la première portion et la deuxième portion du quatrième circuit sont reliées par une deuxième canalisation intermédiaire,
le cinquième circuit comprend une entrée qui est connectée à une conduite reliée au réservoir et dans laquelle circule du gaz liquéfié, et une sortie qui est connectée à l’unité de regazéification, le cinquième circuit étant configuré de manière à reliquéfier le gaz d’évaporation circulant dans le quatrième circuit
le système comprend un unique échangeur de chaleur comportant au moins les premier, deuxième et troisième circuits,
le système comprend des moyens de dépressurisation équipant la conduite transférant le gaz liquéfié destiné à alimenter le compresseur,
- le système comprend des moyens de dépressurisation équipant la conduite transférant le gaz liquéfié vers l’unité de regazéification
le système comprend un échangeur de chaleur combinant les fonctionnalités des échangeurs de chaleur, l’échangeur de chaleur comprenant un premier circuit d’échange et un deuxième circuit d’échange configurés de manière à réaliser :
o un sous-refroidissement du gaz extrait du réservoir et circulant dans le circuit et au moins un réchauffement du gaz extrait du réservoir et circulant dans le circuit, ou
o un réchauffement du gaz extrait du réservoir et circulant dans le circuit et une reliquéfaction du gaz d’évaporation circulant le circuit les moyens de compression comprennent deux compresseurs montés en série,
le taux de compression de chaque compresseur monté en série est de l’ordre de 2. L’invention concerne également un terminal de réception de gaz comprenant un système de traitement de gaz selon l’une quelconque des caractéristiques précédentes.
De manière avantageuse, mais non limitativement, le terminal de réception est un terminal de réception flottant tel qu’un navire de transport de gaz liquéfié (FSRU) ou un terminal de réception terrestre.
L’invention concerne également un procédé de traitement de gaz avec un système de traitement de gaz présentant l’une quelconque des caractéristiques susmentionnés, le procédé comprenant les étapes suivantes:
- extraction d’une première portion de gaz d’évaporation du réservoir, apte à stocker du gaz d’évaporation et du gaz liquéfié, de manière être transférée dans un premier circuit et à être comprimée,
- extraction d’une deuxième portion de gaz liquéfié du réservoir de manière à alimenter l’unité de regazéification, et
- extraction d’une troisième portion de gaz liquéfié du réservoir de manière à réaliser un sous-refroidissement de la troisième portion de gaz par échange de chaleur avec la deuxième portion de gaz et au moins un réchauffement de la première portion de gaz avec la deuxième portion de gaz,
- stockage de la troisième portion de gaz sous refroidi au fond du réservoir de manière à constituer une couche de réserve de froid.
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 troisième portion de gaz est sous-refroidie au moyen d’une dépressurisation et d’une vaporisation au moins en partie de la deuxième portion de gaz.
- une étape de reliquéfaction de la première portion de gaz comprimée circulant dans un troisième circuit par échange de chaleur avec la première portion de gaz circulant dans le premier circuit et avec la deuxième portion de gaz liquéfié,
- une étape de transfert de la première portion de gaz reliquéfiée vers l’unité de regazéification, - une étape de reliquéfaction de la première portion de gaz comprimé et refroidi par un échange de chaleur avec une quatrième portion de gaz liquéfié extrait du réservoir,
- le réservoir est relié à une installation de production d’énergie, destinée à être alimentée en gaz d’évaporation, via le système de traitement de gaz et en ce que le sous-refroidissement de la troisième portion de gaz est réalisé en fonction des besoins en gaz d’évaporation de l’installation de production d’énergie ou d’un réseau de distribution. Le débit des deuxième et troisième portions de gaz augmente lorsque le débit du réseau de distribution augmente ; De même, le débit des deuxième et troisième portions de gaz diminue lorsque le débit du réseau de distribution diminue.
- la première portion de gaz d’évaporation circulant en excès vers le compresseur est transférée dans l’unité de regazéification en passant par au moins un échangeur de chaleur,
- la première portion de gaz reliquéfiée et la quatrième portion de gaz liquéfié sont transférés vers un recondenseur de l’unité de regazéification, le gaz en sortie du recondenseur est envoyé à _un réseau de distribution ou dans le réservoir en fonction des besoins du réseau de distribution. Le débit des première et quatrième portions de gaz augmente lorsque le débit du réseau de distribution augmente ; De même, le débit des première et quatrième portions de gaz diminue lorsque le débit du réseau de distribution diminue.
- la première portion de gaz reliquéfiée et la quatrième portion de gaz liquéfié sont transférés vers un recondenseur de l’unité de regazéification, le gaz en sortie du recondenseur est envoyé dans le réservoir lorsque l’unité de regazéification est arrêtée.
- une étape de recondensation de la première portion de gaz comprimé et refroidi dans le recondenseur de l’unité de regazéification avec du gaz extrait du réservoir, le gaz en sortie du recondenseur est envoyé à un réseau de distribution
- le gaz recondensé dans l’unité de regazéification est compressé à la pression du réseau de distribution et vaporisé avant d’être envoyé au réseau de distribution.
Brève descri ption des fig ures 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 :
[Fig.1 ] La figure 1 représente un premier mode de réalisation d’un système de traitement de gaz qui comprend une unité de stockage et de regazéification selon l’invention et qui peut équiper un terminal de réception flottant ou un terminal de réception terrestre ;
[Fig.2] La figure 2 représente un mode de fonctionnement d’un système de traitement de gaz selon un premier mode de réalisation selon l’invention avec des exemples de températures des gaz circulant dans le système ;
[Fig.3] La figure 3 illustre un autre mode de fonctionnement du système selon un premier mode de réalisation du système de traitement de gaz selon l’invention ;
[Fig.4] La figure 4 représente encore un autre mode de fonctionnement d’un système de traitement de gaz selon le premier mode de réalisation de l’invention ; [Fig.5] La figure 5 illustre encore un autre mode de fonctionnement d’un premier mode de réalisation d’un système de traitement de gaz selon l’invention ;
[Fig.6] La figure 6 est un deuxième mode de réalisation d’un système de traitement de gaz selon l’invention ;
[Fig.7] La figure 7 représente un mode de fonctionnement du système de traitement de gaz selon un deuxième mode de réalisation du système de traitement de gaz selon l’invention ;
[Fig.8] La figure 8 est un autre mode de fonctionnement du deuxième mode de réalisation du système de traitement de gaz selon l’invention ;
[Fig.9] La figure 9 est un autre mode de fonctionnement du deuxième mode de réalisation du système de traitement selon l’invention ;
[Fig.10] La figure 10 est encore un autre mode de réalisation du deuxième mode de réalisation du système de traitement de gaz selon l'invention
[Fig.1 1 ] La figure 1 1 représente un autre mode de réalisation d’un système de traitement de gaz qui comprend une unité de stockage et de regazéification selon l’invention et qui peut équiper un terminal de réception flottant ou un terminal de réception terrestre,
[Fig.12a] La figure 12a illustre un mode de fonctionnement du système de traitement de gaz avec deux échangeurs de chaleur et dans le but d’alimenter un réseau de distribution de gaz combustible, [Fig.12b] La figure 12b est une vue de détail de la figure 12 portant sur des moyens de compression du système de traitement de gaz ;
[Fig.13] La figure 13 un autre mode de fonctionnement du système de traitement de gaz avec deux échangeurs de chaleur et dans le but d’alimenter un réseau de distribution de gaz combustible; et
[Fig.14] La figure 14 un mode de fonctionnement du système de traitement de gaz avec deux échangeurs de chaleur et dans le but de gérer uniquement les vapeurs de gaz dans le réservoir.
Descri ption détai llée de l'invention
La figure 1 montre un premier mode de réalisation d’un système de traitement de gaz selon l’invention. Ce système permet de traiter les vapeurs de gaz issues de l’évaporation naturelle du gaz liquéfié et le gaz liquéfié (sous forme liquide) stocké dans un réservoir.
Dans le présent exemple, le gaz est un gaz naturel comprenant un méthane ou un mélange de gaz comportant du méthane.
Le système 1 de traitement de gaz est particulièrement adapté mais non exclusivement à la fourniture de gaz combustibles depuis un terminal de réception flottant, tel qu’un navire de transport de gaz liquéfié (côtier ou en eau profonde) ou depuis un terminal de réception terrestre.
Le système de traitement de gaz comprend un réservoir 2 de stockage de gaz liquéfié. Sur la figure 1 , un seul réservoir est représenté mais le système peut comprendre, bien entendu, d’autres réservoirs. Le nombre de réservoirs 2 n’est ainsi pas limitatif. Il est par exemple compris entre 1 et 6 selon la taille du terminal de réception. Chaque réservoir 2 peut avoir une capacité comprise entre 1 000 à 50 000 m3.
Dans ce qui suit, l’expression « le réservoir » devra être interprétée comme « le ou chaque réservoir ».
Le réservoir 2 peut contenir du gaz sous forme liquéfié (gaz liquéfié) à une pression et une température prédéterminées. Ces températures prédéterminées sont de très basses températures, voire des températures cryogéniques de l’ordre de -160°C à une pression atmosphérique. Chaque réservoir comprend pour cela une enveloppe destinée à isoler de manière étanche les gaz stockés à leur température de stockage de l’environnement extérieur.
Un ou plusieurs des réservoirs 2 peuvent être reliés à une installation de production d’énergie 3. Cette installation de production d'énergie 3 est prévue pour pourvoir aux besoins énergétiques (électricité, etc.) du fonctionnement du terminal de réception, notamment pour sa propulsion dans le cas du navire (terminal de réception flottant) et/ou la production d'électricité pour les équipements de bord du navire. Une telle installation 3 comprend couramment des machines thermiques, telles que le moteur du navire consommant du gaz provenant de la cargaison de gaz transportée dans le ou les réservoirs du navire. L’installation 3 de production d’énergie peut également comprendre des équipements pour alimenter une unité de regazéification décrite plus loin dans la description. L’installation peut encore alimenter un réseau de distribution décrit également plus loin dans la description.
Avantageusement, un compresseur haute pression est agencé en amont de l’installation de production d’énergie.
Le réservoir 2 contient du gaz liquéfié 2a ainsi que du gaz d’évaporation 2b sous forme de vapeur résultant d’une évaporation, en particulier naturelle, du gaz liquéfié dans le réservoir. Le gaz liquéfié est siglé ici « GNL » pour le gaz naturel liquéfié. Le gaz d’évaporation ou vapeur de gaz est désigné par le signe « BOG » ou « NBOG » pour l’évaporation naturelle au contraire de « FBOG » pour le gaz d’évaporation forcée. Naturellement, le gaz liquéfié 2a est stocké au fond du réservoir tandis que le gaz d’évaporation 2b est situé au-dessus du niveau de gaz liquéfié dans le réservoir appelé ciel gazeux et schématiquement représenté par la lettre N. Le NBOG dans le réservoir 2 est dû aux entrées de chaleur de l’environnement extérieur à l’intérieur du réservoir, des mouvements du gaz liquéfié au sein du réservoir dus aux mouvements de la mer par exemple, lors du chargement du gaz liquéfié dans le réservoir, ou encore lors du refroidissement du réservoir pour le ramener à une température d’équilibre.
Dans le mode de réalisation représenté sur la figure 1 , le système de traitement de gaz comprend un réservoir 2 de GNL. Des pompes sont immergées dans le GNL du réservoir 2 et sont de préférence situées au fond du réservoir afin de s’assurer que celles-ci ne soient alimentées qu’en GNL. Les pompes sont ici au nombre de trois, 10a, 10b, 10c.
Le système 1 comprend unité de regazéification 4 (ou gazéification) destinée à vaporiser et réchauffer le GNL pour qu’il passe de sa forme liquéfiée à sa forme gazeuse à nouveau. L’unité de regazéification 4 est reliée à un réseau de distribution 300 de gaz combustible et/ou une centrale électrique.
L’unité de regazéification 4 comprend au moins un recondenseur, au moins une pompe 4a ou un compresseur (cf. figures 2, 6, 1 1 ) et au moins un échangeur de chaleur 4b (cf. figures 2, 6, 1 1 ). Dans le présent exemple, le recondenseur est ici un ballon 5 qui permet d’injecter du gaz d’évaporation dans le liquide pour permettre de recondenser le gaz d’évaporation sous forme liquide. En effet, il se peut que du NBOG reliquéfié par exemple ne soit pas totalement liquéfié.
La pompe et l’échangeur de chaleur forment un train. Une unité de regazéification 4 peut comporter un ou plusieurs trains en parallèle en fonction des dimensions du terminal de réception. L’échangeur de chaleur utilise un fluide caloporteur tel que de l’air ambiant, de l’eau de mer ou un fluide intermédiaire pour transférer l’énergie thermique du fluide caloporteur au GNL de manière à réchauffer ce dernier.
Dans cette unité de regazéification 4, la pompe 4a compresse à la pression du réseau de distribution et vaporise ensuite le gaz recondensé en sortie du recondenseur 5 avec l’échangeur de chaleur 4b avant de l’envoyer au réseau de distribution. Le gaz recondensé est par exemple mis en pression par la pompe entre 10 et 200 bar et de préférence entre 50 et 100 bar.
La pompe 10a est reliée à une extrémité ici inférieure d’une conduite 1 1 . L’autre extrémité est reliée à l’unité de regazéification 4. En particulier, cette autre extrémité est reliée à une première entrée du ballon 5 de phase. Ce dernier comprend une sortie qui est reliée à une canalisation 6 qui est couplée à une conduite 7 amont et une conduite 8 aval. Au moins une vanne et une pompe sont montées sur la canalisation 6 en sortie du ballon 5. La pompe 10a est configurée pour forcer la circulation du GNL dans la conduite 1 1 , depuis le fond du réservoir 2 jusqu’à l’unité de regazéification 4, et en particulier jusqu’au ballon 5. La conduite 7 amont est reliée au réservoir 2 pour y transférer du GNL au fond de celui-ci. Dans le présent exemple, la conduite 7 amont débouche dans une conduite 27 décrite plus loin dans la description. Quant à la conduite 8 aval, celle-ci permet la circulation du GNL vers les autres organes de l’unité de regazéification 4.
De manière avantageuse, mais non limitativement, la pression en entrée de l’unité de regazéification 4 est comprise entre 2 et 10 bars alors qu’en sortie de l’unité de regazéification la pression est comprise entre 60 et 1 10 bars.
La pompe 10b est reliée, ici, à une extrémité inférieure d’une conduite 12. La pompe 10c, quant à celle-ci, est reliée à une extrémité, ici également inférieure, d’une conduite 13.
En variante, il peut y avoir davantage de pompes de chaque type, par exemple pour assurer une redondance des pompes 10a, 10b, 10c ou utiliser des pompes existantes comme les pompes de pulvérisation déjà présentes sur un navire (auquel cas, la fonction de certaines pompes pourrait être assurée par les pompes de pulvérisation, chacune présente dans des réservoirs distincts). En variante, on pourrait également utiliser les pompes de gaz carburant déjà présentes sur un navire (auquel cas, la fonction de certaines pourrait être assurée par la ou les pompes de gaz carburant, chacune présente dans un ou plusieurs réservoirs distincts).
Le débit des pompes est compris entre 10 m3/h et 550 m3/h. De manière avantageuse, mais non limitativement, la pompe 10c fonctionne avec un débit compris entre 5 et 15 m3/h. La pompe 10b fonctionne avec un débit compris 50 et 60 m3/h. Enfin, la pompe 10c fonctionne avec un débit compris entre 400 et 600 m3/h. Bien entendu, le débit de la pompe 10c dépend des dimensions et des capacités de l’unité de regazéification 4 et du terminal de réception.
La conduite 12 comprend une extrémité supérieure reliée à une rampe 14 de pulvérisation de gouttelettes de GNL. La rampe de pulvérisation 14 est située dans la partie haute du réservoir 2, au-dessus du niveau N. La rampe 14 est ainsi configurée pour pulvériser des gouttelettes de GNL dans le NBOG. Ceci permet de forcer la recondensation du NBOG dans le réservoir 2. La pompe 10b est configurée pour forcer la circulation de GNL dans la conduite 12, depuis le fond du réservoir 2 jusqu’à la rampe 14 et assurer que le GNL est pulvérisé sous forme de gouttelettes. En pratique, un ciel gazeux peut être présent dans le réservoir principal alors que le NBOG peut circuler dans les conduites.
La pompe 10c est configurée pour forcer la circulation de GNL dans la conduite 13 depuis le fond du réservoir 14 jusqu’à un échangeur de chaleur 15. La conduite 13 comprend des moyens de dépressurisation 16 de façon à diminuer la pression du GNL circulant dans la conduite 13 avant d’atteindre l’échangeur 15. Les moyens de dépressurisation 16 comprennent par exemple une vanne à effet Joule-Thomson.
La circulation du GNL dans la conduite 13 et à travers les moyens de dépressurisation 16 entraîne donc une vaporisation partielle du GNL avant l’alimentation de l’échangeur 15.
Dans l’exemple représenté sur la figure 1 , il y a un unique échangeur de chaleur 15. L’échangeur de chaleur 15 comprend au moins trois circuits d’échange de chaleur. De manière avantageuse, mais non limitativement, l’échangeur de chaleur 15 est un échangeur à tubes, à plaques ou à serpentins.
En particulier, l’échangeur de chaleur 15 comprend un premier circuit 17 qui a une entrée reliée à une conduite 18 pour l’alimentation du premier circuit 17 en NBOG venant du réservoir. Pour cela, la conduite 18 comprend une extrémité qui est couplée à une sortie 20 du réservoir. La sortie 20 est située en partie supérieure du réservoir 2 et débouche dans le ciel gazeux (au-dessus du niveau N). Le NBOG s’évacue du réservoir 2 via cette conduite 18 dans le but d’alimenter l’installation 3. Le premier circuit 17 comprend une sortie qui est reliée à une entrée d’au moins un compresseur 21 . Dans cet exemple de réalisation, la sortie du premier circuit 17 est reliée à deux compresseurs 21 . Ces compresseurs 21 sont agencés en parallèle du fait de la redondance exigée pour ce type de compresseur sur un terminal de réception notamment flottant, ici le navire. La sortie du ou des compresseur(s) 21 est/sont reliée(s) à l’installation 3 en vue de son alimentation en gaz combustible. Chaque compresseur 21 est configuré pour comprimer le gaz à une pression de service adaptée à son utilisation dans l’installation 3.
L’échangeur de chaleur 15 comprend un deuxième circuit 22 qui a une entrée reliée à la conduite 13, pour l’alimentation du deuxième circuit 22 en gaz dans un état diphasique sortant des moyens de dépressurisation 16. Le deuxième circuit 22 comprend une sortie qui est reliée à des moyens de compression 23. Ces moyens de compression 23 sont agencés entre l’échangeur de chaleur 15 et le ou les compresseur 21. Les moyens de dépressurisation 16 permettent d’abaisser la pression du gaz qui entre dans le circuit 22 entre 120 et 800 bar absolu et préférentiellement entre 300 et 800 bar absolu. Le gaz en entrée du compresseur est à la pression adéquate pour le fonctionnement de celui-ci.
De même, les moyens de compression 23 permettent de renvoyer dans les réservoirs le gaz d’évaporation qui circule en excès dans le système. De manière générale, le taux de compression de ces moyens de compression est de 2 bars.
Les moyens de compression 23 comprennent ici au moins un compresseur. En particulier, l’entrée du compresseur est reliée à la sortie du deuxième circuit 22 et la sortie du compresseur est reliée à une entrée d’au moins un des compresseurs 21.
Avantageusement, le compresseur 23 permet également de comprimer le GNL vaporisé à la pression requise par l’installation 3.
Typiquement, il peut y avoir deux compresseurs 23 montés en parallèle sur un terminal de réception. Ces compresseurs permettent de fournir un débit en mélange de gaz diphasique en sortie du circuit 22 de l’ordre de 6000 m3/h. Ces compresseurs sont reliés en entrée, à une sortie en gaz d’évaporation du réservoir, et en sortie à un collecteur des gaz d’évaporation. Les compresseurs montés en parallèles sont représentés sur la figure 12b en pointillés. Ceux-ci assurent un bon chargement et réchauffage du réservoir.
L’échangeur de chaleur 15 comprend également un troisième circuit 25 comportant une entrée reliée par une conduite 26 à une première voie d’une vanne trois voies 19. La deuxième voie de la vanne trois voies 19 est reliée à la rampe 14. Enfin, la troisième voie de la vanne trois voies est reliée à la conduite 12. Le troisième circuit 25 comprend une sortie qui est reliée à une conduite 27 qui plonge avantageusement jusqu’au fond du réservoir 2.
L’échangeur de chaleur 15 comprend encore un quatrième circuit 28. Ce dernier comporte une entrée qui est reliée à la sortie du ou des compresseurs 21 . Le quatrième circuit 28 comprend également une sortie qui est reliée à l’unité de regazéification 4. Une conduite 29 permet de connecter d’une part, l’entrée du quatrième circuit 28 et d’autre part, la sortie du ou des compresseurs 21. Quant à la sortie du quatrième circuit 28, celle-ci est reliée en particulier à une extrémité d’une conduite 30 qui est reliée à l’unité de regazéification 4. L’autre extrémité de la conduite 30 est en particulier connectée à une deuxième entrée agencée en partie supérieure du ballon 5. Le NBOG comprimé circule dans le quatrième circuit 28.
Des moyens de dépressurisation 31 sont installés sur la conduite 30 et sont configurés pour diminuer la pression du gaz (ici du GNL reliquéfié), avant sa réinjection dans le ballon. La pression du GNL reliquéfié qui entre dans le ballon est comprise entre 3 et 10 bar absolu. Les moyens de dépressurisation 31 comprennent par exemple une vanne à effet Joule Thompson qui permet de diminuer la température du gaz par expansion adiabatique.
Une détente ou dépressurisation de Joule-Thomson est une détente laminaire stationnaire et lente réalisée en faisant passer un flux de gaz au travers d'un tampon (ouate ou soie grège en général) dans une canalisation calorifugée, la pression régnant à gauche et à droite du tampon étant différente. Pour les gaz réels, la détente de Joule-Thomson est généralement accompagnée d'une variation de température : c'est l'effet Joule-Thomson.
Comme nous pouvons le voir également sur la figure 1 , l’échangeur de chaleur 15 comprend un cinquième circuit 33. Ce cinquième circuit 33 comprend une entrée qui est reliée à une conduite 34 couplée au réservoir 2 et une sortie qui est couplée à l’unité de regazéification 4. En particulier, la conduite 34 débouche dans la conduite 26 qui est couplée à la pompe 10b. De manière alternative, la conduite 34 est reliée directement à une pompe qui est placée au fond du réservoir. La sortie du cinquième circuit 33 est reliée à une conduite 35 qui est connectée à l’unité de regazéification 4 et en particulier le ballon. Plus précisément encore, cette conduite 31 débouche ici dans la conduite 31 pour alimenter le ballon.
Le deuxième circuit 22 est un circuit froid. En effet, le fluide circulant dans ce circuit 22 et en l’occurrence le GNL dépressurisé, est destiné à être chauffé par circulation dans ce circuit de manière à être vaporisé au moins partiellement. Le fluide est destiné à être chauffé et donc à transmettre du froid. Le circuit 22 est ainsi considéré comme un circuit de refroidissement.
Le circuit 25 est un circuit chaud et donc de refroidissement. Le fluide circulant dans le circuit 25 et en l’occurrence le GNL provenant du réservoir 2, est destiné à être refroidi, voire sous-refroidi par circulation dans ce circuit.
Les circuits 22 et 25 sont configurés de manière à réaliser un échange de chaleur entre eux. Nous comprenons que la dépressurisation en amont du circuit 22 permet d’abaisser la température de vaporisation, ce qui permet de générer un mélange diphasique de gaz à partir d’un échange de chaleur avec le GNL prélevé du réservoir et circulant dans le circuit 25. La vaporisation partielle nécessite un apport de chaleur fourni par le GNL circulant dans le circuit 25, c’est donc une source frigorifique en vue du refroidissement du GNL circulant dans le circuit 25. En d’autres termes, c’est grâce à la dépressurisation et la vaporisation au moins partielle du gaz dans le circuit 22 (avec les moyen de dépressurisation 16) que le GNL dans le circuit 25 est refroidi voire sous-refroidi.
Le circuit 28 est un circuit chaud et donc de chauffage, le fluide circulant dans ce circuit et en l’occurrence le gaz comprimé sortant du ou des compresseurs 21 étant destiné à être refroidi par circulation dans ce circuit. La détente en aval du circuit 28 permet d’abaisser la température du GNL reliquéfié avant sa réinjection dans le réservoir 2.
Le circuit 17 est un circuit froid et donc de refroidissement, le fluide circulant dans ce circuit, soit le NBOG prélevé du réservoir est destiné à être réchauffé par circulation dans ce circuit.
Les circuits 17 et 28 sont configurés de manière et réaliser un échange de chaleur entre eux également. Le NBOG permet de refroidir le NBOG comprimé circulant dans le circuit 28.
Les circuits 22 et 28 sont configurés de manière et réaliser un échange de chaleur entre eux également. Le gaz dans un état diphasique permet de refroidir le NBOG compressé circulant dans le circuit 22 et le NBOG permet également de réchauffer le gaz dans un état diphasique pour finaliser la vaporisation partielle.
Le circuit 33, froid également, et donc de refroidissement du fluide circulant dans celui-ci (du GNL en provenance du réservoir) est destiné à être chauffé tout en maintenant un état liquide.
Les circuits 33 et 28 sont configurés de manière à réaliser un échange de chaleur entre eux également. Le GNL circulant dans le circuit 33 est une source de froid de manière à générer une reliquéfaction du NBOG refroidi circulant dans le circulant dans le circuit 28.
La figure 2 illustre un premier mode de fonctionnement du système de traitement de gaz qui permet de regazéifier du GNL stocké dans le réservoir 2 pour alimenter le réseau de distribution 300 et en même temps de traiter le NBOG sans perte de la cargaison. L’installation 3 est alimentée avec du NBOG et ses besoins en NBOG ne sont pas importants, soit faibles. Il s’agit du cas nominal de fonctionnement du système de traitement de gaz. En particulier, pendant ce processus, le système 1 de traitement de gaz permet de générer du froid qui peut être utilisé ultérieurement et aussi transformer le gaz en combustible (regazéifier) à partir de GNL et de BOG. La pression à l’intérieur du réservoir n’est pas très élevée car il y a une réserve importante de froid à exploiter. Pour cela, du GNL est prélevé du réservoir 2 pour alimenter l’unité de regazéification 4 via la canalisation 1 1.
Dans un premier temps, du GNL provenant du réservoir 2 est ainsi acheminé par la pompe 10c jusqu’aux moyens de dépressurisation 16 puis circule dans le circuit 22 (froid) de l’échangeur 15. Dans l'intervalle, du GNL du réservoir 2 est acheminé par la pompe 10b jusqu’au circuit 25 (chaud) de l’échangeur 15. Par conséquent, l'échange de chaleur entre ces circuits 22, 25 entraîne:
le chauffage de GNL dépressurisé et partiellement vaporisé (état de gaz diphasique), en vue de poursuivre sa vaporisation qui est achevée dans le compresseur 23, et
le sous-refroidissement de GNL qui est réinjecté dans le réservoir 2, et en particulier au fond, par l’intermédiaire de la conduite 27. Le GNL est extrait du réservoir 2 à une température de l’ordre de -160°C. De préférence, le gaz dans un état diphasique à l’entrée de l’échangeur de chaleur 15 est à une pression comprise entre 120 et 800 mbara, de préférence encore entre 300 et 800 mbara et à une température comprise entre -182°C et -151 °C. En sortie de l’échangeur de chaleur, le gaz sous forme gazeuse présente une température comprise entre -50°C et -15°C. Préférentiellement, la température du gaz au moins partiellement vaporisé est supérieure ou égale à 35°C. Une telle température en sortie permet d’utiliser le compresseur 23 qui est moins coûteux qu’un compresseur cryogénique. Il est à noter qu’un compresseur cryogénique peut fonctionner à des températures nettement inférieures à -50°C, voire -160°C. Par ailleurs, ce niveau de température garantit que tout le gaz liquéfié est entièrement vaporisé et donc sous forme gazeuse en sortie du circuit 22 et donc en entrée du compresseur 23.
Le GNL qui entre dans le circuit 25 est à une température d’environ -160 °C. La température de sortie du GNL après l’échange de chaleur dans le conduit 25 est de l’ordre de -168°C.
Dans un deuxième temps, du NBOG provenant du réservoir 2 circule dans le circuit 17 puis est comprimé dans le ou les compresseurs 21. Dans l'intervalle, du GNL du réservoir 2 est encore acheminé par la pompe 10c jusqu’au circuit 22 (froid) de l’échangeur 15. Le BOG comprimé provenant du compresseur 21 circule en outre dans le circuit 28 avant de subir une reliquéfaction et une détente. 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. L'échange de chaleur entre ces circuits 22, 28, 17 entraîne:
le chauffage du BOG qui sera compressé dans le compresseur 21 , le chauffage de GNL dépressurisé et partiellement vaporisé, en vue de poursuivre sa vaporisation qui est achevée dans le compresseur 23, et
le refroidissement du BOG comprimé qui sera ensuite reliquéfié et détendu avant d’être injecté dans le ballon par l’intermédiaire de la conduite 30.
Le NBOG en entrée du circuit 17 présente une température de l’ordre de -120°C. De manière avantageuse, après échange de chaleur avec le gaz dans un état diphasique (dans le circuit 22), la température du NBOG en sortie du circuit 17 est de l’ordre de 25°C. La température du NBOG en entrée du circuit 28 est de l’ordre de 43°C après avoir subi une élévation de la température par compression de celui- ci. La température du gaz en sortie du circuit 28 est comprise entre -1 10°C et -90°C. Le gaz circulant dans le circuit 28 échange de la chaleur avec le gaz dans un état diphasique circulant dans le circuit 22 pour atteindre une température de l’ordre de - 150°C.
La pression à l’intérieur du ballon 5 est comprise entre 1 et 5 bar. De préférence, la pression est de l’ordre de 3 bar.
Dans un troisième temps, du GNL provenant du réservoir 2 est acheminé par la pompe 10b de manière à circuler dans le circuit 33 de l’échangeur de chaleur 15. Du NBOG provenant du réservoir 2 circule encore dans le circuit 17 puis est comprimé dans le ou les compresseurs 21. Le BOG comprimé provenant du compresseur 21 circule en outre dans le circuit 28 avant de subir une reliquéfaction et une détente. Par conséquent, l'échange de chaleur entre ces circuits 33, 17, 28 entraîne:
- le refroidissement du BOG comprimé qui sera ensuite reliquéfié et détendu avant d’être injecté dans le ballon 5 par l’intermédiaire de la conduite 30.
- le chauffage de GNL qui sera acheminé vers l’unité de regazéification 4, et en particulier en partie supérieure du ballon 5.
Le GNL qui entre dans le circuit 33 est à une température de l’ordre de -160 °C. La température de sortie du GNL après l’échange de chaleur dans le circuit 33 est de l’ordre de -145°C. La température du BOG comprimé en entrée du circuit 28 est de l’ordre de 43°C. Après l’échange de chaleur du BOG comprimé avec le gaz dans le avec le circuit 33, la température du gaz reliquéfié en sortie du circuit 28 est de l’ordre de -150°C.
Dans ce mode de fonctionnement, le NBOG reliquéfié (circulant dans le circuit 28) et le GNL légèrement réchauffé (circuit 33) sont transférés vers le ballon 5 pour alimenter le réseau de distribution 300. Le débit du réseau de distribution commande le débit des gaz partiellement vaporisé (22) et sous-refroidi (circuit 25). Plus la consommation du réseau est importante et plus le débit des gaz dans les circuits 22 et 25 augmente et inversement. Le débit du réseau 300 commande également celui des gaz légèrement réchauffé (circuit 33) et d’évaporation (circuit 17). Une partie du NBOG qui circule dans le circuit 17 est envoyée à l’installation 3 pour la génération de l’électricité. Nous comprenons que le NBOG traverse deux fois l’échangeur de chaleur 15 (NBOG et NBOG reliquéfié). Le NBOG est successivement, réchauffé (ou préchauffé), comprimé, refroidi, et (une partie au moins) reliquéfié avant d’atteindre l’unité de regazéification, en particulier le ballon 5. Le système permet également de générer plus de froid en excès et volontairement de sorte à profiter d’une capacité de recondensation supérieure et pour réutiliser le froid. La configuration du système permet en outre de récupérer du froid sans que le débit circulant dans les différents circuits ne soient trop important.
Dans un second mode de fonctionnement illustré sur la figure 3, le système 1 de traitement de gaz permet de regazéifier du GNL extrait du réservoir pour alimenter le réseau de distribution 300 et de BOG se trouvant dans le réservoir. Une partie du NBOG alimente l’installation 3 pour les besoins du terminal de réception. Les besoins de l’installation 3 sont faibles. Dans ce mode de fonctionnement, l’utilisation du NBOG permet de contrôler la pression dans le réservoir à travers la sortie 20. Il n’y a pas de sous-refroidissement du GNL en vue de son stockage et de son utilisation ultérieure puisque la pression dans le réservoir n’est pas très élevée du fait de l’utilisation du NBOG pour produire du gaz combustible via l’unité de regazéification. Seuls les circuits 17, 28 et 33 sont alimentés en gaz. Dans ce cas, le NBOG extrait du réservoir est acheminé dans le circuit 17 vers le compresseur 21 où il est comprimé. Le NBOG comprimé est reconduit dans l’échangeur de chaleur 15 à travers le circuit 28 où celui-ci est refroidi par échange de chaleur avec le NBOG circulant dans le circuit 17. Le NBOG refroidi circulant dans le circuit 28 est également reliquéfié par échange de chaleur avec le GNL circulant dans le circuit 33. Le NBOG reliquéfié atteint en sortie du circuit 28 une température de l’ordre de - 150°C. Le NBOG reliquéfié est ensuite détendu dans les moyens de dépressurisation 31 puis acheminé dans l’unité de regazéification. En sortie des moyens de détente, le NBOG reliquéfié présente une température de l’ordre de - 149°C.
Le GNL qui circule dans le circuit 33 est extrait du réservoir 2 grâce à la pompe 10b. Le GNL est réchauffé par échange de chaleur avec le NBOG refroidi circulant dans le circuit 28 puis est injecté dans l’unité de regazéification. La température du GNL à l’entrée du circuit 33 est de l’ordre de -160°C et à la sortie est de l’ordre de -145°C. En même temps, du GNL est extrait du réservoir de GNL à l’aide de la pompe 10a vers l’unité de regazéification 4 pour que celui-ci soit transformé en gaz combustible.
Le NBOG reliquéfié (circuit 28) et le GNL légèrement réchauffé (circuit 33) sont transférés vers le ballon 5 lequel transfère le gaz recondensé vers le réseau de distribution 300 dont les besoins sont plus ou moins importants. Comme nous l’avons expliqué précédemment, le gaz recondensé est mis en pression par la pompe 4a et est ensuite vaporisé. La consommation du réseau de distribution 300 est fluctuante. En particulier, lorsque la consommation du réseau de distribution augmente, c’est-à-dire que le débit augmente, alors les débits des gaz circulant dans les circuits 28 et 33 augmentent également.
Lorsque du GNL est aspiré du réservoir 2, du GNL est pulvérisé par l’une des voies de la vanne 19 trois voies dans le ciel gazeux du réservoir 2 de manière à forcer la recondensation du NBOG dans le réservoir.
Dans un troisième mode de fonctionnement illustré sur la figure 4, le système de traitement de gaz a pour but de contrôler la pression dans le réservoir et en particulier, de maintenir la pression dans le réservoir sans transformer le gaz en combustible. Une partie du NBOG alimente l’installation 3 pour les besoins du terminal de réception. Les besoins de l’installation 3 sont faibles. L’unité de regazéification 4 est arrêtée. Les besoins du réseau de distribution 300 sont nuis. Dans ce mode de fonctionnement, e NBOG est reliquéfié et du gaz liquéfié sont produits pour une utilisation ultérieure. Le NBOG est prélevé du réservoir et alimente le compresseur 21 où celui-ci est comprimé. Le NBOG est acheminé à la sortie du compresseur 21 jusqu’à l’échangeur de chaleur 15 dans le circuit 28. Le NBOG comprimé qui circule dans le circuit 28 subit un refroidissement par échange de chaleur avec le NBOG circulant dans le circuit 17 comme dans le deuxième mode de fonctionnement. Ce NBOG comprimé est également reliquéfié par échange de chaleur avec le GNL circulant dans circuit 33 depuis le réservoir 2. Le GNL circulant dans le circuit 33 est réchauffé par échange de chaleur avec le NBOG comprimé et refroidi puis est acheminé vers l’unité de regazéification 4, en particulier uniquement le ballon 5. Le NBOG reliquéfié (circuit 28) et le GNL légèrement réchauffé (circuit 33) sont transférés vers le ballon 5. Le GNL en sortie du ballon 5 est reconduit dans le réservoir 2 par le conduit 7.
Dans un quatrième mode de fonctionnement illustré sur la figure 5, le système de traitement de gaz permet de traiter uniquement le NBOG et avec l’unité de regazéification complètement à l’arrêt. Dans ce cas de figure le NBOG produit dans le réservoir 2 est en quantité suffisante pour satisfaire les besoins de l’installation 3. Afin de contrôler la pression dans le réservoir 1 , du NBOG est prélevé de ce réservoir et alimente le compresseur 21 pour atteindre la pression requise pour l’installation 3. Dans ce cet exemple de fonctionnement, le NBOG est prélevé du réservoir 2 et est envoyé vers le compresseur 21 en traversant l’échangeur de chaleur 15, et en particulier le circuit 17. Nous comprenons que le BOG n’échange aucune chaleur et sa température en entrée et en sortie de l’échangeur de chaleur 15 est identique, soit environ -120°C.
Les figures 6 à 10 représentent un deuxième mode de réalisation du système 1 de traitement de gaz selon l’invention. Les éléments déjà décrits dans ce qui précède sont désignés par les mêmes références. Ce système 1 comprend plusieurs échangeurs de chaleur qui permettent des échanges thermiques entre les gaz d’évaporation (NBOG) de GNL et/ou le GNL liquide. Ce système diffère ainsi du premier mode de réalisation par le nombre d’échangeurs de chaleur. En particulier, dans le mode de réalisation illustré sur la figure 6, le système 1 comprend au moins trois échangeurs de chaleur. Sur la figure 6, un seul réservoir est également représenté. Bien entendu, le système peut comprendre d’autres réservoirs. Le système 1 comprend également les pompes 10a, 10b et 10c qui sont installées dans le réservoir 2. En particulier, chaque pompe 10a, 10b, 10c est immergée dans le GNL, et est de préférence située au fond du réservoir afin de s’assurer que celle- ci ne soit alimentée qu’en GNL.
Le premier échangeur 40 de chaleur comprend les circuits 22a et 25. De manière avantageuse, mais non limitativement, le premier échangeur de chaleur est un évaporateur sous vide (ESV). Ce dernier permet de générer avant tout de la chaleur (du chaud). Nous constatons que le GNL prélevé dans le réservoir 2 via les deux pompes 10b, 10c est refroidi dans le circuit 25 et réchauffé dans le circuit 22a. Le circuit 22a est une première portion du circuit 22 de l’échangeur de chaleur 15 décrit précédemment et qui échange de la chaleur avec le circuit 25. En particulier, le GNL prélevé du réservoir 2 et circulant dans le circuit 25 est sous refroidi et est renvoyé vers le fond du réservoir 2 de manière à former une couche de réserve de froid. Le circuit 25 est relié, d’une part à la conduite 26, et d’autre part à la conduite 27 couplée au réservoir.
Le GNL qui circule dans le circuit 22a est réchauffé jusqu’à une température requise et atteint un état diphasique. Avant d’être réchauffé, le GNL est dépressurisé par des moyens de dépressurisation 16 installés en amont du circuit 22a de sorte que sa pression soit à la pression requise par les moyens de compression 23. L’entrée du circuit 22a est connectée à la conduite 13 qui porte les moyens de dépressurisation 16. La dépressurisation et la vaporisation au moins en partie permet le sous-refroidissement du GNL circulant dans le circuit 25. Le GNL dépressurisé et réchauffé est envoyé vers le compresseur 23. Cependant, le GNL dépressurisé et réchauffé est destiné à traverser un deuxième échangeur de chaleur 41 .
Le deuxième échangeur de chaleur 41 permet de générer du froid. Cet échangeur de chaleur 41 comprend le circuit 17, le circuit 22b et le circuit 28a. Le circuit 22b est une deuxième portion du circuit 22 qui échange de la chaleur avec le circuit 17. Le circuit 22b assure le réchauffement du mélange diphasique de gaz et l’évaporation totale du liquide restant du GNL. Le circuit 28a est une première portion du circuit 28 qui échange de la chaleur avec les circuits 22 et 33. En particulier, le circuit 28a assure un refroidissement du NBOG. Quant au circuit 17, celui-ci permet de réchauffer le NBOG prélevé du réservoir. L’entrée du circuit 28a est reliée à la sortie du circuit 17. De même, l’entrée du circuit 28a est reliée à la sortie du circuit 22b. L’entrée du circuit 17 est connectée à la sortie 20 via la conduite 18 et la sortie du circuit 17 est connectée à au moins un des compresseurs 21. L’entrée du circuit 28a est connectée à la sortie d’au moins un des compresseurs 21 . Une canalisation intermédiaire 42 permet de relier les circuits 22a et 22b. Le NBOG refroidi et reliquéfié est transféré vers l’unité de regazéification. L’agencement de cet échangeur de chaleur 41 dans ce système permet d’éviter d’extraire une grande quantité de GNL afin de pouvoir traiter le NBOG et diminuer la pression dans le réservoir. Plus précisément encore, l’échange de chaleur qui est réalisé entre le circuit 17 et le circuit 28 permet de ne pas extraire une grande quantité de GNL et de traiter le NBOG.
Pour cela, le système 1 comprend un troisième échangeur de chaleur 43 qui génère du froid. De manière avantageuse, mais non limitativement, le premier échangeur de chaleur est un recondenseur (RCD). Le troisième échangeur de chaleur 43 comprend le circuit 28b et le circuit 33. Le circuit 28b est une deuxième portion du circuit 28 qui échange de la chaleur avec les circuits 22 et 33. Le circuit 28b permet de refroidir et de reliquéfier le NBOG précédemment refroidi dans le circuit 28a. L’entrée du circuit 28a est connectée à la sortie du circuit 28a par l’intermédiaire d’une canalisation intermédiaire 44. Le GNL qui est prélevé du réservoir et qui circule dans le circuit 33 est réchauffé par échange de chaleur avec le NBOG refroidi et reliquéfié circulant dans le circuit 28b puis est injecté dans l’unité de regazéification. L’entrée du circuit 33 est connectée à la conduite 26 et la sortie est connectée à la canalisation 30.
De manière avantageuse, mais non limitativement, les échangeurs de chaleur 40, 41 , 43 sont séparés du réservoir. En d’autres termes, les sous-refroidissement, reliquéfaction, et/ou vaporisation au moins partielle sont effectuées à l’extérieur du réservoir 2.
Avantageusement, mais non limitativement, les échangeurs de chaleur 40, 41 , 43 sont des échangeurs à tubes, à plaques ou à serpentins.
Ce système de traitement de gaz fonctionne sensiblement de la même manière que le mode de réalisation décrit précédemment.
Sur la figure 7 est illustré le mode de fonctionnement similaire à celui de la figure 2. Dans cet exemple de fonctionnement, le système permet de produire du froid en même temps que celui-ci transforme le gaz en combustible via l’unité de regazéification pour alimenter le réseau de distribution 300. Une partie du NBOG alimente l’installation 3 pour les besoins du terminal de réception. Les besoins de l’installation 3 sont faibles. Nous pouvons voir que la température du NBOG à l’entrée du circuit 17 est de l’ordre de -120°C et à la sortie est d’environ 15°C. Le NBOG qui est réchauffé traverse le compresseur 21 et entre dans le circuit 28a à une température d’environ 43°C. En sortie du circuit 28a, le BOG est refroidi et présente une température d’environ -105°C. Ce même NBOG comprimé et refroidi est envoyé vers le circuit 28b où celui-ci est reliquéfié. Sa température en sortie du circuit 28b est de l’ordre de -150°C.
Le GNL prélevé du réservoir est dépressurisé et présente une température de l’ordre de -169°C à l’entrée du circuit 22a. Le GNL dépréssurisé et réchauffé présente une température de l’ordre de -162°C à la sortie du circuit 22a. Le GNL est transféré vers l’échangeur de chaleur 41 dans le circuit 22b dans un état diphasique.
La dépressurisation et la vaporisation au moins en partie permet le sous- refroidissement du GNL circulant dans le circuit 25. La température du GNL en entrée du circuit 25 est de l’ordre de -160°C et la température en sortie du circuit 25 est de l’ordre de -168°C. A la sortie du circuit 22b, la GNL sous forme de mélange diphasique de gaz est vaporisé pour atteindre une température de l’ordre de 15°C. Cela permet également d’utiliser un compresseur moins coûteux comme nous l’avons mentionné précédemment.
Du GNL extrait du réservoir est envoyé dans le circuit 33 où celui-ci est réchauffé par échange de chaleur avec le GNL refroidi circulant dans le circuit 28b et dans lequel celui-ci est sous-refroidi.
Dans ce mode de fonctionnement, le NBOG traverse deux fois l’échangeur de chaleur 41 et une fois l’échangeur de chaleur 43. En d’autres termes, le NBOG traverse deux échangeurs de chaleur 41 dans ce mode de réalisation où celui-ci est successivement réchauffé (ou préchauffé), comprimé, refroidi, et reliquéfié avant d’atteindre l’unité de regazéification. De même, le NBOG reliquéfié (28a, 28b) et le GNL légèrement réchauffé (circuit 33) sont transférés vers le ballon 5 pour alimenter le réseau de distribution. La figure 8 illustre un mode de fonctionnement similaire à celui du premier mode de réalisation illustré sur la figure 3 où le système 1 utilise le BOG et du GNL prélevé du réservoir pour alimenter l’unité de regazéification. L’utilisation du BOG permet de contrôler la pression dans le réservoir à travers la sortie 20. Dans ce mode de fonctionnement, une partie du NBOG alimente l’installation 3 pour les besoins du terminal de réception. Les besoins de l’installation 3 sont faibles. Il n’y a pas de sous-refroidissement du GNL pour une utilisation ultérieure (le système ne stocke pas de froid). Seuls les circuits 17, 28a, 28b et 33 sont alimentés en gaz. Nous comprenons que le système utilise le deuxième et le troisième échangeur de chaleur 41 , 43. Contrairement au cas de la figure 7, le NBOG comprimé et refroidi à la sortie du circuit 28a est d’environ -100°C. En effet, le NBOG comprimé échange de la chaleur uniquement avec le NBOG qui circule dans le circuit 17 avec une température d’entrée d’environ -120°C. Le NBOG comprimé et refroidi est reliquéfié dans le circuit 28b par échange de chaleur avec le GNL prélevé du réservoir et circulant dans le circuit 33. En sortie du circuit 28b, la température du NBOG reliquéfié est de l’ordre de -150°C. Après avoir été détendu dans les moyens de dépressurisation 31 , la température du NBOG reliquéfié est de l’ordre de -149°C.
Le GNL qui est prélevé dans le réservoir à une température d’environ -160°C, traverse le circuit 33 où celui-ci est réchauffé par échange de chaleur avec le NBOG. Le GNL réchauffé (mais pas vaporisé) présente une température de l’ordre de -149°C à la sortie du circuit 33.
Le GNL prélevé dans le réservoir est également pulvérisé dans le ciel gazeux pour forcer la recondensation du NBOG. Du GNL est également prélevé du réservoir 2 à l’aide de la pompe 10a pour alimenter l’unité de regazéification 4 via la conduite 1 1 .
Le NBOG reliquéfié (circuits 28a, 28b) et le GNL légèrement réchauffé (circuit 33) sont transférés vers le ballon 5 lequel transfère le gaz recondensé vers le réseau de distribution 300 dont les besoins sont plus ou moins importants. La consommation du réseau de distribution 300 est fluctuante. En particulier, lorsque la consommation du réseau de distribution augmente, c’est-à-dire que le débit augmente, alors les débits des gaz circulant dans les circuits 28 et 33 augmentent également. Le mode de fonctionnement de la figure 9 est similaire à celui du premier mode de réalisation illustré sur la figure 4 où le système gère le NBOG pour éviter une augmentation de la pression dans le réservoir. Une partie du NBOG alimente l’installation 3 pour les besoins du terminal de réception. Les besoins de l’installation 3 sont faibles. L’unité de regazéification 4 est arrêtée. Les besoins du réseau de distribution 300 sont nuis. Ce mode de fonctionnement diffère de celui de la figure 8 en ce qu’il n’y a pas de circulation de GNL dans la conduite 1 1 vers l’unité de regazéification. En revanche, du GNL est transféré de l’unité de regazéification 4 depuis la sortie du ballon 5 vers le réservoir 2. La température du GNL en sortie du ballon 5 est de l’ordre de -160°C.
Le mode de fonctionnement de la figure 10 est similaire à celui du premier mode de fonctionnement illustré sur la figure 5. Le système de traitement de gaz ne prélève que le NBOG de manière à contrôler la pression du réservoir et pour alimenter l’installation 3 en NBOG. Le NBOG traverse le deuxième échangeur de chaleur en circulant dans le circuit 17. Le NBOG est comprimé par un compresseur 21 avant d’alimenter l’installation 3.
Les figures 1 1 à 14 illustre un mode de réalisation du système de traitement de gaz. Les éléments déjà décrits dans ce qui précède sont désignés par les mêmes références. Ce système 1 comprend plusieurs échangeurs de chaleur qui permettent des échanges thermiques entre les gaz d’évaporation (NBOG) de GNL et/ou le GNL liquide. Dans ce mode de réalisation, les échangeurs de chaleur 40 et 43 décrits dans les modes de réalisation précédents sont combinés dans un seul échangeur de chaleur 400.
La figure 1 1 illustre le concept général de ce système. En particulier, l’échangeur de chaleur combiné 400 fait office d’évaporateur sous vide et de recondenseur. Une telle combinaison permet de s’affranchir d’un autre échangeur de chaleur et permet un gain économique. Cet échangeur 400 comprend le circuit 220 dans lequel circule du GNL extrait du fond du réservoir 2 et qui est réchauffé par échange de chaleur pour atteindre un état diphasique. L’entrée du circuit 220 est reliée à une conduite 13 qui est reliée au fond du réservoir. En particulier, la conduite 13 est connectée à une conduite 12 qui est couplée à la pompe 10b immergée au fond du réservoir 2. Les moyens de dépressurisation 16 sont montés sur la conduite 13. La sortie du circuit 220 est reliée à la canalisation intermédiaire 42 connectée à l’échangeur de chaleur 41. L’échangeur de chaleur 400 comprend également un circuit 250 dans lequel circule du GNL extrait du fond du réservoir. L’entrée du circuit 250 est connectée à un conduit 34 qui extrait du GNL du fond du réservoir et la sortie du circuit est connectée à des conduits 27, 35 qui transfère le GNL vers l’unité de regazéification 4 ou le fond du réservoir 2.
L’échangeur de chaleur 41 comprend le circuit 17, le circuit 22b et le circuit 28a. Le circuit 22b assure le réchauffement du gaz dans un état diphasique et l’évaporation totale du liquide restant du GNL et le circuit 28a assure un refroidissement du NBOG. Quant au circuit 17, celui-ci permet de réchauffer le NBOG prélevé du réservoir. Pour cela, l’entrée du circuit 17 est connectée à la sortie 20 via la conduite 18 et la sortie du circuit 17 est connectée à au moins un des compresseurs 21. L’entrée du circuit 22b est connectée à une extrémité de la canalisation intermédiaire. La sortie du circuit 22b est connectée aux moyens de compression 23. Ces derniers étant reliés à l’entrée du ou des compresseurs 21 .
L’entrée du circuit 28a est reliée à la sortie du circuit 17. De même, l’entrée du circuit 28a est reliée à la sortie du circuit 22b. Plus précisément, l’entrée du circuit 28a est connectée à la sortie d’au moins un des compresseurs 21. Le compresseur 23 est disposé en amont du compresseur 21 suivant le sens de circulation du fluide dans le circuit 22b. La sortie du circuit 28a est connectée à l’échangeur de chaleur 400. En particulier, la sortie du circuit 28a est connectée à une extrémité de la canalisation intermédiaire 44.
Comme nous pouvons le voir sur la figure 1 1 , l’autre extrémité de la canalisation intermédiaire 44 est également connectée au circuit 220. De même, la sortie du circuit 220 est connectée à la conduite qui est reliée à l’unité de regazéification 4 et en particulier au ballon 5. Des moyens de dépressurisation 31 sont montés sur la canalisation 31.
Dans ce mode de réalisation, la sortie du circuit 28a est connectée à l’entrée du circuit 220 en aval de l’échangeur de chaleur 400 (suivant le sens de circulation du fluide dans le circuit 250. L’extrémité de la canalisation intermédiaire 44 est connectée à l’échangeur de chaleur du côté de la sortie du circuit 250. De même, la conduite 30 est connectée à la sortie du circuit 220 en amont de l’échangeur de chaleur, du côté de l’entrée du circuit 250.
Dans une variante de réalisation de ce système de traitement de gaz, les moyens de compression 23 comprennent deux compresseurs montés en série (cf. figure 12a et figure 12b). Cette configuration permet de ramener la pression des réservoirs entre 0.2 et 0.8 bara et de préférence entre 0.3 et 0.5 bara. Cela facilite également la vaporisation après le circuit où le GNL est partiellement vaporisé (circuit 22, 22b). Chaque compresseur présente un taux de compression de l’ordre de 2. De la sorte, nous pouvons atteindre un taux de compression de 4 bar.
Ces compresseurs en série opèrent avec un débit compris entre 10 000 et 40 000 m3/h. De préférence, mais non limitativement, le débit est compris entre 30 000 et 35 000 m3/h.
Sur la figure 12a est illustré un mode de fonctionne de ce système de traitement de gaz dans lequel du GNL est sous-refroidi et gazéifié. Ce mode de fonctionnement permet de regazéifier du GNL stocké dans le réservoir 2 pour alimenter le réseau de distribution 300 et en même temps de traiter le NBOG sans perte de la cargaison. Une partie du NBOG alimente l’installation 3 pour les besoins du terminal de réception avec des besoins en NBOG relativement faibles.
Le GNL prélevé dans le réservoir 2 via la pompe 10b traverse l’échangeur de chaleur celui-ci est sous-refroidi dans le circuit 250 et réchauffé dans le circuit 220. Le réchauffement du GNL est facilité grâce à la dépressurisation en amont du circuit 220. La dépressurisation GNL et la vaporisation au moins en partie dans le circuit 220, comme nous l’avons vu pour les cas précédents, permet de sous-refroidir le GNL qui circule dans le circuit 250. Le GNL sous refroidi est renvoyé vers le fond du réservoir 2 de manière à former une couche de réserve de froid. Le GNL réchauffé et dans son état diphasique en sortie du circuit 220 est transféré dans l’échangeur 41 où celui-ci est vaporisé dans le circuit 22b. Le GNL sous-refroidi est transféré au fond du réservoir. Pour traiter le NBOG dans le réservoir, une portion de celui-ci est extrait du réservoir et envoyé dans l’échangeur de chaleur 41 dans le circuit 17 où celui-ci est réchauffé par échange de chaleur avec le GNL circulant dans le circuit 22b. Le NBOG réchauffé traverse les compresseurs pour être comprimé puis est reconduit dans l’échangeur de chaleur où celui-ci est refroidi par échange de chaleur avec le GNL vaporisé dans le circuit 22b. Ce NBOG refroidi est transféré vers le ballon 5. Dans ce cas de figure, le NBOG ne traverse pas l’échangeur de chaleur 400 mais circule dans une canalisation 440 qui est d’une part connectée à la sortie du circuit 28a et d’autre part en partie supérieure du ballon 5.
Du GNL est également extrait du réservoir de manière à alimenter le ballon 5 de l’unité de regazéification 4. Le GNL et le NBOG qui traversent le ballon 5 sont envoyés au réseau de distribution 300.
La figure 13 illustre un mode de fonctionnement du système de traitement de gaz qui est similaire à celui de la figure 3 ou de la figure 8. Le système 1 utilise le BOG et du GNL prélevé du réservoir pour alimenter l’unité de regazéification. L’utilisation du BOG permet de contrôler la pression dans le réservoir à travers la sortie 20. Du NBOG permet d’alimenter l’installation 3 laquelle a un besoin énergétique relativement faible. Dans ce mode de fonctionnement, il n’y a pas de sous- refroidissement du GNL pour une utilisation ultérieure (le système ne stocke pas de froid). Seuls les circuits 17, 28a, 220 et 250 sont alimentés en gaz.
Le NBOG en sortie du réservoir traverse l’échangeur de chaleur 41 dans le circuit 17 pour que celui-ci soit comprimé par le ou les compresseurs 21 . Le NBOG comprimé traverse à nouveau l’échangeur de chaleur dans le circuit 28a. Le NBOG qui circule dans le circuit 17 est réchauffé avant de traverser le ou les compresseurs. Le NBOG comprimé échange de la chaleur uniquement avec le NBOG réchauffé qui circule dans le circuit 17 pour subir un refroidissement.
Le NBOG comprimé et refroidi est transféré dans l’échangeur de chaleur 40 dans le circuit 220 de sorte à être reliquéfié par échange de chaleur avec le GNL prélevé du réservoir et circulant dans le circuit 250. En sortie du circuit 220, le NBOG reliquéfié est détendu dans les moyens de dépressurisation 31 puis est transféré dans le ballon 5.
Le GNL qui est prélevé dans le réservoir 2, traverse le circuit 250 où celui-ci est réchauffé par échange de chaleur avec le NBOG (comprimé et refroidi). Le GNL réchauffé (mais pas vaporisé) est ensuite transféré vers le ballon 5. Le GNL prélevé dans le réservoir 2 est également pulvérisé dans le ciel gazeux pour forcer la recondensation du NBOG dans le réservoir.
Du GNL est également prélevé du réservoir 2 à l’aide de la pompe 10a pour alimenter l’unité de regazéification 4 via la conduite 1 1 pour que celui-ci soit transformé en gaz combustible.
Le NBOG reliquéfié (circuits 28a, 250) et le GNL légèrement réchauffé (circuit 250) sont transférés vers le ballon 5 lequel transfère le gaz recondensé vers le réseau de distribution 300 dont les besoins sont plus ou moins importants. En particulier, lorsque la consommation du réseau de distribution augmente, c’est-à-dire que le débit augmente, alors les débits des gaz circulant dans les circuits 28 et 33 augmentent également.
La figure 14 illustre un autre mode de fonctionnement du système de traitement de gaz qui est similaire à celui de la figure 4 ou de la figure 9. En particulier, ce mode de fonctionnement permet de contrôler la pression dans le réservoir et en particulier, de maintenir la pression dans le réservoir sans transformer le gaz en combustible. Le NBOG alimente l’installation 3 (qui a un besoin relativement faible pour assurer la production d’électricité du terminal de réception) et l’unité de regazéification 4 est arrêtée. Les besoins du réseau de distribution 300 sont nuis. Dans ce mode de fonctionnement, nous considérons qu’il y a du GNL sous-refroidi déjà dans le réservoir. Le NBOG est reliquéfié et du gaz liquéfié (légèrement réchauffé) est produit pour une utilisation ultérieure.
Le NBOG est prélevé du réservoir et traverse l’échangeur de chaleur 41 une première fois dans le circuit 17 avant d’être comprimé par le compresseur 21 . Le NBOG est acheminé à la sortie du compresseur 21 jusqu’à l’échangeur de chaleur 41 une deuxième fois dans le circuit 28a. Le NBOG comprimé qui circule dans le circuit 28a subit un refroidissement par échange de chaleur avec le NBOG circulant dans le circuit 17. Ce NBOG est ensuite transféré dans l’échangeur de chaleur 400 où celui-ci est reliquéfié par échange de chaleur avec le GNL circulant dans circuit 250 depuis le réservoir 2. Le GNL circulant dans le circuit 250 est réchauffé par échange de chaleur avec le NBOG comprimé et refroidi puis est acheminé vers l’unité de regazéification 4, en particulier uniquement dans le ballon 5. Le NBOG qui circule dans le circuit 220 et le GNL qui circule dans le circuit 250 circulent dans des directions opposées dans l’échangeur de chaleur ce qui favorise les échange de chaleur.
Le NBOG reliquéfié (circuits 17 et 28a) et le GNL légèrement réchauffé (circuit 250) sont transférés vers le ballon 5. Le NBOG reliquéfié est détendu avant d’atteindre le ballon de séparation. Le GNL en sortie du ballon 5 est reconduit au fond du réservoir 2 par le conduit 7.

Claims

REVENDICATIONS
1 . Système (1 ) de traitement de gaz pour un terminal de réception de gaz, le système comprenant :
au moins un réservoir (2) de stockage de gaz d’évaporation et de gaz liquéfié,
au moins un compresseur (21 , 23),
un premier circuit (17) qui est destiné à alimenter le compresseur (21 ) en gaz d’évaporation, le premier circuit (17) étant relié à une conduite (18) qui est reliée à une sortie (20) de gaz d’évaporation du réservoir (2),
un deuxième circuit (22, 220) comprenant une entrée de gaz reliée à une conduite (13) qui est reliée à une sortie de gaz liquéfié du réservoir (2), et une sortie de gaz qui est reliée au compresseur (21 , 23), la conduite (13) étant équipée de moyen de dépressurisation (16),
un troisième circuit (25, 250) comprenant une entrée de gaz, reliée à une conduite (26) qui est reliée à une sortie de gaz liquéfié du réservoir (2), et une sortie de gaz liquéfié, reliée à une conduite (27) qui est destinée à réinjecter du gaz liquéfié sous refroidi au fond du réservoir de manière à former une couche de gaz sous-refroidi, et
un quatrième circuit (28, 28a) comprenant une entrée reliée à une conduite (29) dans laquelle circule du gaz d’évaporation et qui est connectée à une sortie du compresseur (21 ),
le deuxième circuit (22) étant configuré de manière à sous refroidir par échange de chaleur le gaz circulant dans le troisième circuit (25) et le troisième circuit (25) étant configuré de manière à au moins réchauffer par échange de chaleur le gaz circulant dans le deuxième circuit (22),
caractérisé en ce que le système de traitement de gaz comprend une unité de regazéification (4) comprenant une entrée reliée à une conduite (1 1 ) qui est destinée à être alimentée en gaz liquéfié du réservoir (2), l’unité de regazéification étant reliée à un réseau de distribution (300) de gaz combustible et/ou une centrale électrique, et en ce que le compresseur (21 , 23) comprend une sortie qui est reliée à l’unité de regazéification (4), et le quatrième circuit comprend une sortie reliée à une conduite (30 ; 440) qui est connectée à l’unité de regazéification (4).
2. Système (1 ) selon la revendication précédente, caractérisé en ce que l’unité de regazéification (4) comprend un recondenseur qui est relié d’une part à la sortie du compresseur (21 , 23) et d’autre part au réservoir (2) par une conduite (7) de manière à renvoyer du gaz liquéfié dans le réservoir.
3. Système (1 ) selon la revendication précédente, caractérisé en ce que l’unité de regazéification (4) comprend au moins une pompe (4a) et au moins un échangeur de chaleur (4b), la pompe (4a) étant installée entre le recondenseur (5) et l’échangeur de chaleur (4b).
4. Système (1 ) selon l’une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que la sortie du deuxième circuit (22) est reliée à des moyens de compression (23) agencés en amont du compresseur (21 ).
5. Système (1 ) selon la revendication précédente, caractérisé en ce que le deuxième circuit (22) est configuré de manière à refroidir le gaz circulant dans le quatrième circuit (28).
6. Système (1 ) selon l’une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu’il comprend un premier échangeur de chaleur (40) comportant une première portion (22a) du deuxième circuit (22) et le troisième circuit (25), le premier échangeur de chaleur (40) étant configuré de manière à permettre respectivement un sous-refroidissement du gaz circulant dans le troisième circuit (25) et au moins un réchauffement du gaz circulant dans la première portion (22a) du deuxième circuit (22).
7. Système (1 ) selon l’une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu’il comprend un deuxième échangeur de chaleur (41 ) comprenant une deuxième portion (22b) du deuxième circuit (22) et le premier circuit (17) et qui est configuré de manière à permettre une vaporisation du gaz circulant dans la deuxième portion du deuxième circuit (22) et un réchauffement des gaz circulant dans le premier circuit (17).
8. Système (1 ) selon la revendication précédente, caractérisé en ce que le deuxième échangeur de chaleur (41 ) comprend en outre une première portion (28a) du quatrième circuit (28), la deuxième portion (22b) du deuxième circuit (22) étant configurée de manière à refroidir le gaz circulant dans la première portion (28a) du quatrième circuit (28).
9. Système (1 ) selon l’une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu’il comprend un troisième échangeur de chaleur (43) comprenant un cinquième circuit (33) et une deuxième portion (28b) du quatrième circuit (28) configuré de manière à réchauffer le gaz circulant dans le cinquième circuit (33) et à reliquéfier le gaz d’évaporation circulant dans la deuxième portion (28b) du quatrième circuit.
10. Système (1 ) selon la revendication précédente, caractérisé en ce que le cinquième circuit (33) comprend une entrée qui est connectée à une conduite (34) reliée au réservoir (2) et dans laquelle circule du gaz liquéfié, et une sortie qui est connectée à l’unité de regazéification (4), le cinquième circuit (33) étant configuré de manière à reliquéfier le gaz d’évaporation circulant dans le quatrième circuit (28).
1 1. Système (1 ) selon l’une quelconque des revendications 1 à 5, caractérisé en ce qu’il comprend un unique échangeur de chaleur (15) comportant au moins les premier, deuxième et troisième circuits (17, 22, 25).
12. Système (1 ) selon l’une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu’il comprend des moyens de dépressurisation (16, 31 ) et équipant la conduite (30) transférant le gaz liquéfié vers l’unité de regazéification (4).
13. Système selon l’une quelconque des revendications 7 à 9, caractérisé en ce qu’il comprend un échangeur de chaleur (400) combinant les fonctionnalités des échangeurs de chaleur (40, 43), l’échangeur de chaleur comprenant un premier circuit d’échange (220) et un deuxième circuit d’échange (250) configurés de manière à réaliser
un sous-refroidissement du gaz extrait du réservoir et circulant dans le circuit (250) et au moins un réchauffement du gaz extrait du réservoir et circulant dans le circuit (220), ou
un réchauffement du gaz extrait du réservoir et circulant dans le circuit (250) et une reliquéfaction du gaz d’évaporation circulant le circuit (220).
14. Système selon l’une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que les moyens de compression (23) comprennent deux compresseurs montés en série.
15. Terminal de réception de gaz comprenant un système de traitement de gaz selon l’une quelconque des revendications précédentes.
16. Procédé de traitement de gaz d’un système de traitement de gaz selon l’une quelconque des revendications 1 à 14, le procédé étant caractérisé en ce qu’il comprend les étapes suivantes: extraction d’une première portion de gaz d’évaporation du réservoir (2), apte à stocker du gaz d’évaporation et du gaz liquéfié, de manière être transférée dans le premier circuit (17) et à être comprimée,
extraction d’une deuxième portion de gaz liquéfié du réservoir (2) de manière à alimenter l’unité de regazéification (4), et
extraction d’une troisième portion de gaz liquéfié du réservoir (2) de manière à réaliser un sous-refroidissement de la troisième portion de gaz par échange de chaleur avec la deuxième portion de gaz et au moins un réchauffement de la première portion de gaz avec la deuxième portion de gaz,
stockage de la troisième portion de gaz sous refroidi au fond du réservoir de manière à constituer une couche de réserve de froid.
17. Procédé selon la revendication précédente, caractérisé en ce que la troisième portion de gaz est sous-refroidie au moyen d’une dépressurisation et d’une vaporisation au moins en partie de la deuxième portion de gaz.
18. Procédé selon l’une quelconque des revendications 16 et 17, caractérisé en ce qu’il comprend en outre une étape de refroidissement de la première portion de gaz comprimée circulant dans un troisième circuit (28, 28a) par échange de chaleur avec la première portion de gaz circulant dans le premier circuit (17), et une étape de transfert de la première portion de gaz reliquéfiée vers l’unité de regazéification (4).
19. Procédé selon la revendication précédente, caractérisé en ce qu’il comprend une étape de reliquéfaction de la première portion de gaz comprimé et refroidi par un échange de chaleur avec une quatrième portion de gaz liquéfié extrait du réservoir (2).
20. Procédé selon l’une quelconque des revendications 16 à 19, caractérisé en ce que le réservoir (2) est relié à une installation de production d’énergie (3), destinée à être alimentée en gaz d’évaporation, via le système de traitement de gaz et en ce que le sous-refroidissement de la troisième portion de gaz est réalisé en fonction des besoins en gaz d’évaporation de l’installation de production d’énergie ou d’un réseau de distribution.
21. Procédé selon l’une quelconque des revendications 16 à 20, caractérisé en ce que la première portion de gaz d’évaporation circulant en excès vers le compresseur (21 ) est transféré dans l’unité de regazéification (4) en passant par au moins un échangeur de chaleur (15, 40, 41 ; 400).
22. Procédé selon l’une quelconque des revendications 19 et 20, caractérisé en ce que la première portion de gaz reliquéfié et la quatrième portion de gaz liquéfié sont transférés vers un recondenseur de l’unité de regazéification (4), le gaz en sortie du recondenseur est envoyé à un réseau de distribution (300) ou dans le réservoir (2) en fonction des besoins du réseau de distribution (300).
23. Procédé selon la revendication 19 ou 21 , caractérisé en ce que la première portion de gaz reliquéfié et la quatrième portion de gaz liquéfié sont transférés vers un recondenseur de l’unité de regazéification (4), le gaz en sortie du recondenseur est envoyé dans le réservoir (2) lorsque l’unité de regazéification (4) est arrêtée.
24. Procédé selon l’une quelconque des revendications 16, 18 et 19, caractérisé en ce qu’il comprend une étape de recondensation de la première portion de gaz comprimé et refroidi dans le recondenseur de l’unité de regazéification (4) avec du gaz extrait du réservoir (2), le gaz en sortie du recondenseur est envoyé à un réseau de distribution (300).
25. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes 20 à 24, caractérisé en ce que le gaz recondensé dans l’unité de regazéification (4) est compressé à la pression du réseau de distribution et vaporisé avant d’être envoyé au réseau de distribution (300).
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