INSTALLATION DE REGAZEIFICATION DE GAZ NATUREL LIQUEFIE

Description

[0001] La présente invention se rapporte à une installation de regazéification de gaz naturel liquéfié et à un procédé utilisé dans une telle installation.

[0002] Généralement, lorsque le gaz naturel doit être transporté entre un site de production et un site d'exploitation qui sont proches l'un de l'autre, ce transport s'effectue grâce à des pipelines terrestres ou submergés. Dans ce cas, le gaz naturel est transporté sous sa forme gazeuse et est utilisable en tant que tel sur son lieu de destination.

[0003] Cependant lorsque les deux sites sont trop éloignés l'un de l'autre ou que la configuration du terrain n'autorise pas la pose de pipelines, le gaz est transporté sous forme liquéfiée par véhicules terrestres ou bateaux (généralement des méthaniers) entre le site de production et le site d'exploitation. Pour cela le gaz naturel est liquéfié à proximité du site de production lors d'opérations de compression et de refroidissement jusqu'à une température de -160°C. Le gaz naturel liquéfié (GNL) est ensuite stocké dans des citernes appropriées puis transvasé sous forme liquide dans des cuves pour son transport terrestre ou maritime vers le site d'exploitation. Une fois arrivé sur ce site, ce gaz liquéfié est déchargé dans des réservoirs de stockage de GNL à partir desquels ce gaz peut être regazéifié à la demande et utilisé, soit directement sur le site d'exploitation, soit transporté sous forme gazeuse par des pipelines vers d'autres lieux d'exploitation.

[0004] Habituellement, dans le cas de transport maritime de GNL, le gaz liquéfié est conservé puis transporté jusqu'au voisinage du terminal côtier dans des cuves isothermes du méthanier. Ce gaz liquéfié est soit regazéifié à partir des cuves du méthanier puis transporté sous forme gazeuse par des pipelines vers les lieux d'exploitation, soit envoyé sous forme liquide dans des réservoirs du terminal côtier pour y être stocké et être regazéifié à la demande.

[0005] Actuellement, pour réaliser l'opération de regazéification, le gaz sous forme liquide est pompé à partir de la cuve ou du réservoir puis traverse un ensemble d'échangeurs de chaleur faisant office de vaporisateur ou de regazéificateur. De façon à assurer un échange de chaleur, cet ensemble d'échangeurs de chaleur est traversé par de l'eau de mer, éventuellement réchauffée, de manière à ce que les calories présentes dans cette eau soient transmises au gaz. Grâce à la transmission de ces calories, le gaz est réchauffé tout au long de son cheminement dans l'ensemble d'échangeurs et change progressivement d'état pour ressortir de cet ensemble d'échangeurs sous forme gazeuse.

[0006] Il est également connu par la demande de brevet US 4 331 129 une installation comprenant un premier circuit en boucle dans lequel circule de l'eau réchauffée par un réchauffeur solaire, et un deuxième circuit également en boucle dans lequel circule de l'eau réchauffée par un moyen de chauffage conventionnel. Chacun de ces circuits comporte un échangeur de chaleur dans lequel circule le gaz naturel pour être vaporisé.

[0007] De telles dispositions présentent des inconvénients non négligeables tant au niveau de la préservation de la nature que de l'intégrité des échangeurs.

[0008] En effet, l'eau de mer qui a traversé les échangeurs de chaleur est rejetée dans la mer en ayant une température très basse, ce qui entraîne une dégradation de la flore et de la faune sous-marine. Par ailleurs, l'eau de mer est un agent corrosif pour toutes les parties métalliques des échangeurs et entraîne donc une maintenance plus importante de ces échangeurs. De plus, compte tenu du fait que le GNL circule dans les échangeurs avec une température très basse, l'eau de mer doit parcourir ces échangeurs avec un grand débit de manière à éviter de former des cristaux, ce qui nécessite des installations de pompage de grande taille avec un coût élevé.

[0009] La présente invention se propose de remédier aux inconvénients mentionnés ci-dessus grâce à une installation de regazéification qui utilise un agent caloporteur permettant de respecter l'environnement et qui peut être utilisée loin de tous terminaux côtiers.

[0010] Ainsi, la présente invention concerne une installation de regazéification de gaz naturel liquéfié telle que définie par la revendication 1.

[0011] L'installation peut comprendre une unité de réchauffage de l'agent caloporteur.

[0012] De manière avantageuse, l'unité de réchauffage peut être parcourue par de l'air.

[0013] L'agent caloporteur peut posséder une température de cristallisation comprise entre -90° C et -150° C.

[0014] De manière préférentielle, l'agent caloporteur peut être un alcool comme du méthanol, de l'éthanol ou du propanol.

[0015] L'un des échangeurs peut être à co-courant entre le GNL et l'agent caloporteur et l'autre des échangeurs peut être à contre courant.

[0016] L'échangeur à contre-courant peut être en deux parties entre lesquelles est intercalé un séparateur de phase.

[0017] Au moins l'échangeur à contre courant peut être du type à plaques et ailettes brasées.

[0018] Le circuit de circulation de l'agent caloporteur peut comprendre un échangeur de chauffage additionnel.

[0019] L'installation peut comprendre des moyens de liquéfaction d'un hydrocarbure par échange calorifique avec l'agent caloporteur.

[0020] L'hydrocarbure peut être sous forme gazeuse après son application à l'entraînement d'une turbine.

[0021] Avantageusement, l'hydrocarbure peut être du propane.

[0022] L'installation peut également comprendre des moyens de piégeage de CO₂ par l'agent caloporteur.

[0023] Préférentiellement, l'agent caloporteur peut être utilisé en tant que solvant du CO₂.

[0024] Les autres caractéristiques et avantages de l'invention apparaîtront mieux à la lecture de la description qui va suivre, donnée uniquement à titre illustratif et nullement limitatif, en se référant aux dessins annexés sur lesquels :

• la figure 1 est une vue schématique de l'installation de regazéification du GNL selon l'invention ;
• la figure 2 est une vue en coupe partielle du réchauffeur utilisé dans l'installation selon l'invention ;
• la figure 3 est une vue en coupe schématique du regazéificateur utilisé dans cette installation ;
• la figure 4 est une première variante de l'installation de regazéification selon l'invention ;
• la figure 5 est une autre variante de l'installation de regazéification selon l'invention ;
• la figure 6 montre un exemple sur une utilisation particulière de l'installation selon l'invention et
• la figure 7 montre un autre exemple d'une utilisation de l'installation selon l'invention.

[0025] La figure 1 montre schématiquement une installation de regazéification d'un gaz naturel liquéfié (GNL) qui comprend un réservoir de stockage 10 du GNL à pression atmosphérique et à une température voisine de -160°C, un dispositif de regazéification avec une unité d'échangeurs de chaleur, ou regazéificateur 12, parcourue par un agent caloporteur ainsi que par le GNL provenant du réservoir, et une unité de réchauffage 14 de l'agent caloporteur.

[0026] L'agent caloporteur est un fluide organique dont le point de cristallisation se rapproche de celui du GNL et a une viscosité suffisamment faible pour pouvoir être amené à circuler facilement dans des conduites même à des températures très basses. De plus, cet agent reste à l'état liquide en condition d'utilisation à la pression atmosphérique et à la température ambiante. Préférentiellement, cet agent caloporteur peut être un alcool ou un hydrocarbure ou un de leurs composés. Dans la suite de la description, le fluide organique considéré à titre d'exemple est du méthanol dont le point de cristallisation est situé aux environs de -98° C mais il peut aussi être utilisé d'autres alcools comme l'éthanol (point de cristallisation : - 114°C) ou du propanol (point de cristallisation : - 126°C).

[0027] Cette installation comprend une boucle de circulation 16 de l'agent caloporteur qui, dans l'exemple montré, est une boucle fermée avec une partie chaude et une partie froide. Cette boucle comprend une pompe de circulation 18, une conduite de circulation 20 de cet agent entre la pompe et le regazéificateur 12, une conduite de circulation 22 entre le regazéificateur et l'unité de réchauffage 14, une conduite de retour 24 entre cette unité de réchauffage et la pompe de circulation, un réservoir 26 d'agent caloporteur étant intercalé sur cette conduite de retour. L'installation comporte également une pompe d'aspiration 28 du GNL généralement immergée dans le réservoir 10, une conduite de circulation 30 du GNL entre cette pompe et une pompe de circulation 32, une conduite 34 amenant le GNL de cette pompe de circulation au regazéificateur 12, et une conduite de sortie 36 destinée à convoyer le gaz sous forme gazeuse sortant du regazéificateur vers tous moyens appropriés. L'unité de réchauffage est également parcourue par un fluide de réchauffage 38 qui est, dans l'exemple illustré, de l'air extérieur à température ambiante et comporte une évacuation 40 des condensats provenant de cet air. Bien entendu, cet air de réchauffage peut aussi provenir de tous appareils présents sur le lieu d'exploitation, comme les fumées rejetées par une turbine à gaz.

[0028] Pour réaliser la regazéification, le GNL est pompé du réservoir 10 par les pompes 28 et 32, circule dans les conduites 30 et 34 pour être envoyé dans le regazéificateur 12. Ce gaz circule dans le regazéificateur qui est également parcouru par le méthanol en tant qu'agent caloporteur. Pour ce faire, le méthanol présent dans le réservoir 26 est pompé par la pompe 18 et est envoyé par la conduite 20 dans le regazéificateur 12. Dans ce regazéificateur, les calories présentes dans le méthanol sont transmises au GNL et le réchauffent de manière à ce que la phase liquide du GNL soit changée en une phase gazeuse par vaporisation puis, si nécessaire, surchauffée pour atteindre une température voisine de celle de la température ambiante.

[0029] La température du méthanol à l'entrée du regazéificateur 12 est d'environ 20 °C et d'environ -160 °C pour le GNL circulant dans la conduite 34. A la sortie de ce regazéificateur, le gaz naturel est à une température voisine de 5 °C alors que le méthanol atteint une température d'environ -70 °C à la sortie de ce regazéificateur dans la conduite 22.

[0030] Durant l'échange dans le regazéificateur, le méthanol est refroidi à une température supérieure à son point de cristallisation, en l'occurrence -70 °C pour l'exemple considéré. Le méthanol froid est envoyé par la conduite 22 à l'unité de réchauffage 14 de façon à ce que l'air qui circule dans cette unité, et dont la température est supérieure à celle du méthanol froid, échange ses calories avec ce méthanol pour obtenir un méthanol réchauffé dans la conduite 24 et conséquemment dans le réservoir 26.

[0031] La température du méthanol à l'entrée de l'unité de réchauffage est de l'ordre de -70 °C alors que l'air est introduit dans ce réchauffeur à une température voisine de 30 °C. Après échange calorifique dans cette unité, le méthanol est évacué à la sortie de l'unité à une température voisine de 0 °C alors que l'air en sort à une température voisine de 5 °C.

[0032] Ainsi, la partie chaude de la boucle 16 est formée par la conduite 24, le réservoir 26, la pompe 18 et la conduite 20, alors que la partie froide de cette boucle comprend la conduite 22.

[0033] Pour réaliser le réchauffage du méthanol à la sortie du regazéificateur, et comme cela est illustré sur la figure 2, l'unité de chauffage 14 comprend un échangeur de chaleur comprenant une calandre verticale 42 avec une entrée d'air 44 et une sortie d'air 46 disposées à chaque extrémité de cette calandre. A l'intérieur de cette calandre est logé un ensemble de tubes verticaux 48 reliés à l'une de leurs extrémités par un collecteur d'admission 50 avec une entrée 52 pour le méthanol froid provenant du regazéificateur et à l'autre de leurs extrémités par un collecteur d'évacuation 54 avec une sortie 56 raccordée à la conduite 24 menant au réservoir de méthanol 26. Dans cet échangeur de chaleur, le méthanol arrive par l'entrée 52, pénètre dans le collecteur d'admission 50, circule dans tous les tubes verticaux 48, pour déboucher dans le collecteur d'évacuation 54 et être évacué par la sortie 56. Simultanément, de l'air, soit à température ambiante, soit chauffé par tous moyens connus, est introduit dans la calandre 42 par l'entrée 44, puis balaye tous les tubes ainsi que les collecteurs. Durant ce balayage, les calories contenues dans cet air sont transmises au méthanol de façon à le réchauffer et obtenir un méthanol chaud à la sortie 56. Durant cet échange, les gouttelettes d'eau contenues dans l'air sont condensées puis tombent par gravité au fond de la calandre 42 pour être ensuite évacuées sous forme de condensats par la conduite 40. Les tubes 48 peuvent être revêtus d'un film de matériau hydrophobe ("water shedding film") de type polyméthylsiloxane pour faciliter la séparation des gouttelettes d'eau.

[0034] En se rapportant maintenant à la figure 3, le regazéificateur comprend une enveloppe verticale 58 qui contient au moins deux échangeurs dans lesquels circulent le gaz et le méthanol, un échangeur supérieur 60 placé en partie haute de l'enveloppe et un échangeur inférieur 62 placé en partie basse de cette enveloppe. Préférentiellement, ces échangeurs sont sous forme d'échangeurs à plaques et à ailettes brasées, avantageusement en aluminium. L'échangeur supérieur est dit à contre-courant car le gaz naturel et le méthanol circulent dans des sens opposés alors que l'échangeur inférieur est dit à co-courant, les fluides circulant dans le même sens. Ainsi pour l'échangeur inférieur, celui-ci comprend, sur l'un de ses côtés et dans la partie basse de cet échangeur, une entrée 64 du méthanol raccordée à la conduite 20 et une sortie 66 sur un côté de l'échangeur. Cet échangeur inférieur comprend également une entrée 68, connectée à la conduite 34 de GNL, qui est située en partie basse et sur le côté opposé à celui de l'entrée du méthanol, et une sortie 70 placée en partie haute de l'échangeur. Ainsi, dans l'échangeur inférieur 62, les flux de méthanol et de GNL circulent dans le même sens, c'est-à-dire du bas vers le haut de cet échangeur. Grâce à cela, la température de peau à l'intérieur de cet échangeur reste au-dessus de -100 °C et les surfaces d'échanges peuvent être minimisées. La sortie 66 de méthanol est connectée par une conduite 72 à une entrée 74 de l'échangeur supérieur qui est localisée en partie haute et sur un des côtés de cet échangeur. De même, la sortie 70 de gaz naturel est reliée par une conduite 76 à une entrée de gaz 78 située sur la partie basse de cet échangeur. Le gaz sous forme vapeur est évacué par une sortie 80 qui est située sur la partie haute de cet échangeur alors que la sortie 82 du méthanol est située en partie basse de cet échangeur pour être reliée à la conduite 22 menant à l'unité de réchauffage. Cet échangeur est donc qualifié d'échangeur à contre-courant car les flux de gaz et de méthanol circulent dans des sens contraires, pour le gaz du bas vers le haut de l'échangeur et pour le méthanol du haut vers le bas de cet échangeur.

[0035] Dans la variante représentée à titre d'exemple sur la figure 4, le regazéificateur 12 est séparé en deux parties distinctes. Ainsi, l'échangeur à co-courant 62 est sous la forme d'un échangeur à tubes et calandre et comprend les entrées 64, 68 ainsi que les sorties 66, 70 de méthanol et de GNL. Les sorties 66 et 70 sont reliées par les conduites 72, 76 à l'échangeur à contre courant 60 qui est un échangeur à plaques et ailettes brasées, avantageusement en aluminium, et qui comporte les entrées 74, 78 et les sorties 82, et 80 de méthanol et de gaz naturel.

[0036] Préférentiellement, l'échangeur à tubes et calandre comprend un joint mécanique d'expansion 83 qui absorbe toutes les variations dimensionnelles de cet échangeur lors du passage du GNL et du méthanol.

[0037] Dans cette variante, le fonctionnement de l'installation est identique à celui décrit en relation avec les figures 1 à 3.

[0038] On se reporte maintenant à la figure 5 qui montre une variante de l'installation de regazéification illustrée à la figure 4 et qui, pour cela, comporte les mêmes références pour les parties communes.

[0039] Cette variante se distingue par le fait que la regazéification se réalise en plusieurs étapes. De plus, l'échangeur à contre-courant 60 est en deux parties 60A, 60B et qu'il est prévu un séparateur de phases 84 placé entre ces deux parties d'échangeur.

[0040] Le gaz naturel sortant de l'échangeur à co-courant 62 à tubes et calandre par la sortie 70 est préchauffé à son point d'ébullition correspondant à la pression dans le séparateur 84. Ce gaz naturel liquide chauffé traverse la partie basse 60A de l'échangeur à contre courant 60 pour réaliser une transformation de phase par vaporisation. Ce gaz naturel transformé est envoyé par une conduite 86 dans le séparateur 84 où a lieu la séparation du gaz naturel sous forme gazeuse en partie haute 88 de ce séparateur avec une composition, un poids moléculaire et un pouvoir calorifique inférieur et sous forme liquide en partie basse 90 de ce séparateur. Le gaz naturel sous forme vapeur présent dans le séparateur est ensuite dirigé, par une conduite 92, de ce séparateur vers l'entrée de la partie 60B de l'échangeur 60 où il subit, par échange avec le méthanol qui y circule, une élévation de température jusqu'à la sortie 80. La phase liquide, qui a un poids moléculaire et un pouvoir calorifique supérieurs à celui de la vapeur, est extraite par une pompe 94 reliée à ce séparateur par une conduite 96. La phase liquide sortant de la pompe 94 est dirigée par une conduite 98 vers tous moyens de stockage pour y être ensuite traitée. Avantageusement, il est possible de contrôler la composition et le pouvoir calorifique du gaz naturel sous forme gazeuse dans la conduite 92 avant qu'il pénètre dans l'échangeur 60 en y injectant une quantité prédéterminée de liquide provenant du séparateur par une conduite 98A prenant naissance après la pompe 94 sur la conduite 98 et aboutissant sur la conduite 92.

[0041] Dans cette configuration, la température à la sortie du regazéificateur du gaz naturel est de l'ordre de 0°C et celle du méthanol est d'environ de -70 °C.

[0042] Additionnellement, il est envisageable de chauffer le méthanol à la sortie de la pompe 18 en plaçant sur la conduite 20 un échangeur de chaleur 100 entre le méthanol et un fluide chaud qui est habituellement utilisé sur ou à proximité de cette installation de regazéification, comme de l'eau chaude provenant de tours à ruissellement.

[0043] Comme précédemment décrit, le méthanol à la sortie du regazéificateur est à basse température de l'ordre de -70 °C et doit être réchauffé pour pouvoir assurer la transformation en phase gazeuse du GNL dans le regazéificateur. Pour cela, il peut être tiré profit de la présence sur le site d'une centrale électrique avec une turbine à gaz à cycle combiné comme cela est illustré sur la figure 6. Dans ce cas, la centrale 102 est alimentée en air par une voie 104 et en gaz naturel par une voie 106, cette voie pouvant être une dérivation de la conduite 36 décrite précédemment. La combustion du mélange air-gaz naturel au sein de la turbine génère, après récupération des calories générées (en abrégé HRSG), en sortie 108 des fumées avec des températures de l'ordre de 130 °C. Comme montré sur la figure 6, ces fumées sont introduites par une admission 110 dans un ensemble échangeur de chaleur 112, séparée en au moins trois parties 112A, 112B, 112C, pour ressortir par une évacuation 114 et être ensuite dirigées par un conduit 116 vers tous moyens appropriés, comme une cheminée. L'ensemble échangeur de chaleur est également parcouru par un fluide à changement de phase, comme du propane, circulant dans une boucle fermée 118. Cette boucle comprend un réservoir de propane liquide 120, une pompe de circulation 122 connectée au réservoir par une conduite 124 et un séparateur de phase 126 de propane relié à la pompe par une conduite 128E qui amène le propane liquide dans la partie 112A de l'ensemble échangeur de chaleur et une conduite 128S qui dirige le propane, préchauffé à son point d'ébullition, dans ce séparateur. A partir de ce séparateur, partent deux conduites, une conduite 130, dite conduite liquide, dans lequel le liquide contenu dans le séparateur est amené à la partie 112B de l'ensemble échangeur de chaleur pour le traverser et retourner sous forme gazeuse dans le séparateur 126, et une conduite 132, dite conduite gaz, qui amène la phase gazeuse du propane contenue dans le séparateur jusqu'à la partie 112C de l'ensemble échangeur de chaleur de façon à surchauffer ce gaz de propane. Une conduite 134 amène le propane sous forme gazeuse pressurisée à une turbine d'expansion 136 liée en rotation à tous moyens producteurs d'énergie, comme un alternateur 138. A la sortie de la turbine d'expansion, le gaz de propane est amené par une conduite 140 à un échangeur de chaleur 142, dit condenseur, pour refroidir ce gaz de propane et ainsi le faire changer de phase pour obtenir une phase liquide avant qu'il ne retourne par une conduite 144 au réservoir 120. Pour refroidir le propane, le condenseur 142 est parcouru par le méthanol qui circule dans la conduite 22, telle que décrite précédemment, et, à la sortie de ce condenseur, le méthanol est à une température supérieure à celle de son introduction du fait qu'il a capté les calories contenues dans le propane en phase gazeuse.

[0044] En fonctionnement, le propane sous forme liquide est pompé du réservoir 120 pour traverser la partie 112A de l'ensemble échangeur 112. Après cette traversée, le propane préchauffé sous forme liquide est envoyé dans le séparateur 126. La phase liquide extraite de ce séparateur traverse la partie 112B de l'ensemble 112 pour retourner sous forme quasi gazeuse dans le séparateur pour réaliser la séparation entre la phase liquide et la phase gazeuse du propane. La phase gazeuse contenue dans ce séparateur est également extraite pour traverser la partie 112C de l'ensemble échangeur 112 pour y être totalement transformée en phase gazeuse et surchauffée si nécessaire. Le propane sous forme gazeuse traverse la turbine 136 qu'il entraîne en rotation, laquelle turbine entraîne en rotation l'alternateur 138. A la sortie de la turbine, le propane sous forme gazeuse traverse le condenseur 142 où il change de phase et passe en phase liquide grâce à l'échange de ses calories avec le méthanol froid qui circule également dans ce condenseur. A la sortie de ce condenseur, le propane liquide est stocké dans le réservoir 120.

[0045] Le groupe de traitement tel que schématiquement illustré sur la figure 7 montre une utilisation potentielle de l'installation de regazéification du GNL avec une boucle de méthanol pour capter et liquéfier le CO₂ contenu dans des rejets, comme les fumées provenant des fumées de turbines à gaz.

[0046] Dans cette configuration, il est prévu une unité de regazéification 146 de GNL, une unité de capation/séparation du CO₂ 148, une unité de réchauffage 149 du méthanol et une unité 150 de liquéfaction du CO₂.

[0047] L'unité de regazéification 146, comme déjà décrite en relation avec les figures précédentes, comprend un regazéificateur 12 parcouru par du méthanol chaud circulant dans une boucle 152 et par du GNL provenant de la conduite 34.

[0048] L'unité de captation/séparation du CO₂. 148 comprend une colonne à absorption 154 contenant des éléments de transfert 156 avec une entrée 158 de méthanol issu du regazéificateur, une entrée d'un fluide gazeux 160 contenant du CO₂, une évacuation 162 de fluide gazeux débarrassé du CO₂ et une sortie 164 d'un mélange de méthanol et de CO₂. Cette unité de captation/séparation du CO₂ comprend également un ballon de détente 166 avec une arrivée du mélange de méthanol et de CO₂, une sortie 168 de CO₂ sous forme gazeuse et une sortie 170 de méthanol débarrassé d'une très grande partie de CO₂.

[0049] L'unité de réchauffage 149 comprend des éléments identiques à ceux déjà décrit en relation avec les figures 1 et 2, c'est-à-dire un réchauffeur parcouru par le méthanol provenant, dans l'exemple illustré de la figure 7, de la sortie 170 du ballon 166, par un fluide de réchauffage 38 qui peut être de l'air extérieur à température ambiante. Cet échangeur comporte également une évacuation 40 des condensats provenant de cet air extérieur. Cette unité comprend enfin un échangeur de chaleur 174 permettant de chauffer le méthanol après sa traversée dans le réchauffeur par une sortie 172 et un ballon de détente 175 permettant de séparer le méthanol sous forme liquide, qui est ensuite dirigé par une conduite 176 vers la boucle de méthanol, et le CO₂ sous forme gazeuse qui rejoint par une conduite 178, une conduite 180 reliant également la conduite 168 de CO₂ du ballon de détente 166.

[0050] L'unité de liquéfaction 150 comprend un condenseur 181 qui a la particularité d'utiliser un fluide intermédiaire, comme de l'éthane, pour participer à la liquéfaction du CO₂ et au chauffage du gaz naturel sous forme vapeur.

[0051] Ce condenseur comprend une enceinte 182 qui contient au moins deux parties de condenseurs 184 et 186, chacun à contre-courant et préférentiellement sous forme de plaques et ailettes brasées en aluminium, dans lesquels circulent le CO₂ sous forme vapeur et l'éthane pour l'une et le GNL et l'éthane pour l'autre. Le condenseur inférieur 184 est placé en partie basse de l'enceinte et comprend, sur l'un de ses côtés et dans la partie haute de ce condenseur, une entrée 188 du CO₂ connectée à la conduite 180 et une sortie de CO₂ liquide 190 sur la partie basse du condenseur. Le condenseur supérieur 186 comprend une entrée 192 de GNL, connectée à la conduite 34 de GNL, qui est située en partie basse de ce condenseur et une sortie 194 placée en partie haute de l'échangeur. Une boucle fermée d'éthane 196 permet à l'éthane de circuler entre les deux échangeurs. Plus précisément, l'éthane vapeur est introduit dans le condenseur d'éthane supérieur 186 par une entrée 198 située sur la partie haute du condenseur, traverse ce condenseur pour aboutir à une sortie d'éthane liquide 200 située en partie basse de ce condenseur, est amené par une conduite 202 à une entrée d'éthane liquide 204 localisée en partie basse du condenseur de CO₂ inférieur, traverse le condenseur inférieur pour aboutir à une sortie 206 située en partie haute de ce condenseur puis aboutit à l'entrée 198 par une conduite 208.

[0052] Lors du fonctionnement du groupe de traitement décrit ci-dessus, le GNL suit sensiblement le même régime que celui décrit en relation avec la figure 1 avec la seule différence qu'une dérivation de la conduite 34 de GNL aboutit à l'entrée 192 de l'unité de liquéfaction du CO₂ 150 pour traverser le condenseur supérieur 186 et ressortir par la sortie 194 pour rejoindre le conduite 36.

[0053] En sortie du regazéificateur, le méthanol est envoyé par l'entrée 158 dans la colonne 156 qui reçoit également un fluide contenant une partie non négligeable de CO₂, de l'ordre de 12%, par l'entrée 160. Après traitement dans cette colonne, le CO₂ est capté par le méthanol et un mélange de méthanol et de CO₂ dissout est évacué par la sortie 164. Le fluide débarrassé du CO₂ est évacué par la sortie 162 vers tous moyens appropriés. Le mélange de CO₂ et de méthanol subit une séparation dans le ballon de détente 166 d'où le CO₂ en phase vapeur est évacué par la sortie 168 vers la conduite 180 et d'où le méthanol en phase liquide issu de la sortie 170 est chauffé dans l'unité de réchauffage par traversée successive du réchauffeur et de l'échangeur 174. A la sortie de l'échangeur 174, le CO₂ résiduel contenu dans le méthanol est séparé encore une fois de ce méthanol dans le ballon de détente 175. Lors de cette séparation, le CO₂ est évacué par la sortie 178 pour rejoindre la conduite 180 connectée à la sortie 168 et le méthanol débarrassé du CO₂ rejoint, par la sortie 176, la pompe 18 de la boucle de méthanol. Le CO₂ en phase vapeur est liquéfiée dans le condenseur inférieur 184 dans lequel il échange ses calories avec l'éthane qui circule en boucle entre les deux condenseurs. Après cet échange, le CO₂ est sous forme liquide à la sortie 190 et il est peut être envoyé vers un réservoir de stockage d'où il pourra être retiré pour être éventuellement séquestré dans des réservoirs souterrains.

Revendications

1. Installation de regazéification de gaz naturel liquéfié (GNL) comprenant un réservoir (10) de stockage de gaz sous forme liquéfié, un dispositif de regazéification (12) du GNL parcouru par un agent caloporteur et le gaz naturel, un circuit (16) en boucle dans lequel l'agent caloporteur qui circule est du méthanol, de l'éthanol ou du propanol, le dispositif de regazéification (12) comprenant au moins deux échangeurs (60, 62) caractérisée en ce que l'un (62) des échangeurs est à co-courant entre le GNL et l'agent caloporteur et en ce que l'autre (60) des échangeurs est à contre courant, l'échangeur (60) à contre-courant étant en deux parties (60A, 60B) entre lesquelles est intercalé un séparateur de phase (84).

2. Installation de regazéification selon la revendication 1, caractérisée en ce qu'elle comprend une unité de réchauffage (14) de l'agent caloporteur.

3. Installation de regazéification selon la revendication 2, caractérisée en ce que l'unité de réchauffage (14) est parcourue par de l'air.

4. Installation de regazéification selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce que l'agent caloporteur possède une température de cristallisation comprise entre -90° C et -150° C.

5. Installation de regazéification selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce que au moins l'échangeur à contre courant (60) est du type à plaques et ailettes brasées.

6. Installation de regazéification selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce que le circuit (16) de circulation de l'agent caloporteur comprend un échangeur de chauffage additionnel (100).

7. Installation de regazéification selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'elle comprend des moyens de liquéfaction d'un hydrocarbure par échange calorifique avec l'agent caloporteur.

8. Installation de regazéification selon la revendication 7, caractérisé en ce que l'hydrocarbure est sous forme gazeuse après son application à l'entraînement d'une turbine (136).

9. Installation de regazéification la revendication 7 ou 8, caractérisé en ce que l'hydrocarbure est du propane.

10. Installation de regazéification selon l'une des revendications 1 à 6, caractérisé en ce qu'elle comprend des moyens de piégeage du CO₂ par l'agent caloporteur.

11. Installation de regazéification selon la revendication 10, caractérisé en ce que l'agent caloporteur est utilisé en tant que solvant du CO₂.

Claims

1. A liquefied natural gas (LNG) regasification plant comprising a tank (10) for storing the gas in liquefied form and an LNG regasification device (12) through which a heat carrier and the natural gas flow, a loop circuit (16) in which the heat carrier that circulates is methanol, ethanol or propanol, the regasification device (12) comprising at least two exchangers (60, 62), characterized in that one (62) of the exchangers is co-current between the LNG and the heat carrier, and in that the other (60) exchanger is counter-current, exchanger (60) being in two parts (60A, 60B) between which a phase separator (84) is interposed.

2. A regasification plant as claimed in claim 1, characterized in that it comprises a heat carrier heating unit (14).

3. A regasification plant as claimed in claim 2, characterized in that air flows through heating unit (14).

4. A regasification plant as claimed in any one of the previous claims, characterized in that the heat carrier has a crystallization temperature ranging between -90°C and -150°C.

5. A regasifcation plant as claimed in any one of the previous claims, characterized in that at least counter-current exchanger (60) is of brazed plate-fin exchanger type.

6. A regasification plant as claimed in any one of the previous claims, characterized in that heat carrier circulation circuit (16) comprises an additional heating exchanger (100).

7. A regasification plant as claimed in any one of the previous claims, characterized in that it comprises means for liquefying a hydrocarbon by calorific exchange with the heat carrier.

8. A regasification plant as claimed in claim 7, characterized in that the hydrocarbon is in gaseous form after being used for driving a turbine (136).

9. A regasification plant as claimed in claim 7 or 8, characterized in that the hydrocarbon is propane.

10. A regasification plant as claimed in any one of claims I to 6, characterized in that it comprises means for CO₂ trapping by the heat carrier.

11. A regasification plant as claimed in claim 10, characterized in that the heat carrier is used as solvent of the CO₂.

Ansprüche

1. Anlage zur Wiedervergasung von Flüssigerdgas (LNG), umfassend einen Behälter (10) zur Speicherung von Gas in verflüssigter Form, eine Vorrichtung zur Wiedervergasung (12) des LNG, die von einem Wärmeträger durchströmt wird, und einen Kreislauf (16), in dem der zirkulierende Wärmeträger Methanol, Ethanol oder Propanol ist, wobei die Wiedervergasungsvorrichtung (12) mindestens zwei Tauscher (60, 62) umfasst, dadurch gekennzeichnet, dass einer (62) der Tauscher im Gleichstrom zwischen dem LNG und dem Wärmeträger ist und dass der andere (60) der Tauscher im Gegenstrom ist, wobei der Tauscher (60) im Gegenstrom in zwei Teilen (60A, 60B) ist, zwischen denen ein Phasenseparator (84) eingeschoben ist.

2. Wiedervergasungsanlage nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass sie eine Einheit zur Wiedererwärmung (14) des Wärmeträgers umfasst.

3. Wiedervergasungsanlage nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass die Wiedererwärmungsanlage (14) von Luft durchströmt wird.

4. Wiedervergasungsanlage nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Wärmeträger eine Kristallisationstemperatur zwischen -90 °C und -150 °C besitzt.

5. Wiedervergasungsanlage nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass mindestens der Tauscher im Gegenstrom (60) vom Typ mit Platten und gelöteten Rippen ist.

6. Wiedervergasungsanlage nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Kreislauf (16) zur Zirkulierung des Wärmeträgers einen zusätzlichen Wärmetauscher (100) umfasst.

7. Wiedervergasungsanlage nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass sie Mittel zur Verflüssigung eines Kohlenwasserstoffs durch Wärmeaustausch mit dem Wärmeträger umfasst.

8. Wiedervergasungsanlage nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, dass der Kohlenwasserstoff nach seiner Anwendung zum Antrieb einer Turbine (136) in Gasform ist.

9. Wiedervergasungsanlage nach Anspruch 7 oder 8, dadurch gekennzeichnet, dass der Kohlenwasserstoff Propan ist.

10. Wiedervergasungsanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass sie Mittel zum Einfangen des CO₂ durch den Wärmeträger umfasst.

11. Wiedervergasungsanlage nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, dass der Wärmeträger als Lösungsmittel des CO₂ verwendet.

Dessins