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FR2818365A1 - Procede de refrigeration d'un gaz liquefie, gaz obtenus par ce procede, et installation mettant en oeuvre celui-ci - Google Patents

Procede de refrigeration d'un gaz liquefie, gaz obtenus par ce procede, et installation mettant en oeuvre celui-ci Download PDF

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FR2818365A1
FR2818365A1 FR0016495A FR0016495A FR2818365A1 FR 2818365 A1 FR2818365 A1 FR 2818365A1 FR 0016495 A FR0016495 A FR 0016495A FR 0016495 A FR0016495 A FR 0016495A FR 2818365 A1 FR2818365 A1 FR 2818365A1
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Henri Paradowski
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Technip Energies France SAS
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Technip SA
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Abstract

Procédé de réfrigération de gaz naturel liquéfié, gaz obtenus par ce procédé, et installation mettant en oeuvre celui-ci. La présente invention concerne un procédé de réfrigération de gaz naturel liquéfié sous pression (1), comprenant une première étape dans laquelle le GNL (1) est refroidi, détendu et séparé (a) en une première fraction de pied (4) qui est collectée, et (b) en une première fraction de tête (3) qui est réchauffée, comprimée dans un compresseur (K1) et refroidie en une première fraction comprimée (5) qui est collectée; une deuxième fraction comprimée (6) est prélevée du gaz combustible (5), refroidie puis mélangée au GNL (1) refroidi et détendu, caractérisé en ce qu'il comprend une deuxième étape dans laquelle la deuxième fraction comprimée (6) est comprimée et refroidie, et en ce qu'on en prélève un flux (8) qui est refroidi, détendu, réchauffé et introduit dans le compresseur (K1). D'autres variantes sont décrites.

Description

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La présente invention concerne, de façon générale et selon un premier de ses aspects, l'industrie gazière, et en particulier un procédé de réfrigération de gaz sous pression contenant du méthane et des hydrocarbures en C2 et supérieurs, en vue de leur séparation.
Plus précisément, l'invention concerne, selon son premier aspect, un procédé de réfrigération d'un gaz naturel liquéfié sous pression contenant du méthane et des hydrocarbures en C2 et supérieurs, comprenant une première étape (I) dans laquelle (la) on détend ledit gaz naturel liquéfié sous pression pour fournir un flux de gaz naturel liquéfié détendu, dans laquelle (Ib) on sépare ledit gaz naturel liquéfié détendu en une première fraction de tête relativement plus volatile, et une première fraction de pied relativement moins volatile, dans laquelle (Ic) la première fraction de pied constituée de gaz naturel liquéfié réfrigéré est collectée, dans laquelle (Id) on réchauffe, on comprime dans un premier compresseur et on refroidit la première fraction de tête pour fournir une première fraction comprimée de gaz combustible qui est collectée, dans laquelle (le) on prélève de la première fraction comprimée une deuxième fraction comprimée qui est ensuite refroidie puis mélangée au flux de gaz naturel liquéfié détendu.
Des procédés de réfrigération de ce type sont bien connus de l'homme de l'art et utilisés depuis de nombreuses années.
Le procédé de réfrigération de gaz naturel liquéfié (GNL) conforme au préambule ci-dessus est utilisé de façon connue dans le but d'éliminer l'azote présent parfois en grande quantité dans le gaz naturel. Dans ce cas, le gaz combustible obtenu par ce procédé est enrichi en azote, alors que le gaz naturel liquéfié réfrigéré est appauvri en azote.
Les installations de liquéfaction de gaz naturel ont des caractéristiques techniques bien définies et des
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limitations imposées par la capacité des éléments de production les constituant. Par conséquent, une installation de production de gaz naturel liquéfié est limitée par sa capacité maximale de production, dans les conditions habituelles de fonctionnement. La seule solution pour augmenter la production consiste à construire une nouvelle unité de production.
Compte tenu des coûts que représentent un tel investissement, il est nécessaire de s'assurer que l'augmentation de production souhaitée sera durable, afin d'en faciliter l'amortissement.
Actuellement, il n'existe pas de solution pour augmenter, même temporairement, la production d'une unité de production de gaz naturel liquéfié, lorsqu'elle fonctionne au maximum de ses capacités, sans avoir recours à un investissement lourd et coûteux consistant en la construction d'une autre unité de production.
La capacité de production de gaz naturel liquéfié (GNL) dépend essentiellement de la puissance des compresseurs utilisés pour permettre la réfrigération et la liquéfaction du gaz naturel.
Dans ce contexte, un premier but de l'invention est de proposer un procédé, par ailleurs conforme à la définition générique qu'en donne le préambule ci-dessus, qui permette l'augmentation de la capacité d'une unité de production de GNL, sans avoir recours à la construction d'une autre unité de production de GNL, qui est essentiellement caractérisé en ce qu'il comprend une deuxième étape (II) dans laquelle (lisa) la deuxième fraction comprimée est comprimée dans un second compresseur couplé à une turbine de détente pour fournir une troisième fraction comprimée, dans laquelle (IIb) la troisième fraction comprimée est refroidie puis séparée en une quatrième fraction comprimée et en une cinquième fraction comprimée, dans laquelle (IIc) la quatrième fraction comprimée est refroidie et détendue dans la turbine de détente couplée au second compresseur pour
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fournir une fraction détendue qui est ensuite réchauffée puis introduite à un premier étage à moyenne pression du compresseur (Kl), et dans laquelle (IId) la cinquième fraction comprimée est refroidie puis mélangée au flux de gaz naturel liquéfié détendu.
Un premier mérite de l'invention est d'avoir trouvé qu'une unité de production fonctionnant à 100% de ses capacités, produisant un certain débit de gaz naturel liquéfié à une température due -1600C et à une pression voisine de 50 bar, tous les autres paramètres de fonctionnement étant constants, ne peut augmenter son débit, et donc sa production, que par une augmentation de la température de production du gaz naturel liquéfié.
Cependant, le GNL est stocké à environ -1600C à basse pression (moins de 1,1 bar absolus), et une augmentation de sa température de stockage entraînerait une augmentation de sa pression de stockage, ce qui représente des coûts prohibitifs, mais surtout des difficultés de transport, du fait des très grandes quantités de GNL produites.
Par conséquent, il est habituel que le GNL soit préparé à une température voisine due -1600C préalablement à son stockage.
Un second mérite de l'invention est de présenter une solution élégante à ces limitations de production par l'utilisation d'un procédé de réfrigération de GNL pouvant s'adapter à un procédé de production de GNL préexistant, ne nécessitant pas l'utilisation de moyens matériels et financiers importants pour la mise en oeuvre de ce procédé. Cette solution comprend la production, par une unité de production de GNL préexistante, de GNL à une
Figure img00030001

température supérieure à environ -160oC, puis sa réfrigération à environ -160OC par le procédé conforme à l'invention.
Un troisième mérite de l'invention est d'avoir modifié un procédé de réfrigération de gaz naturel liquéfié riche en azote connu et conforme au préambule
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ci-dessus, et d'avoir permis son utilisation aussi bien avec du GNL riche en azote qu'avec du GNL pauvre en azote. Dans ce dernier cas, le gaz combustible obtenu par ce procédé contient très peu d'azote, et a donc une composition proche de celle du gaz naturel liquéfié pauvre en azote.
Selon un premier aspect du procédé de l'invention, le flux de gaz naturel liquéfié détendu peut être séparé avant l'étape (Ib) en une deuxième fraction de tête et en une deuxième fraction de pied, la deuxième fraction de tête peut être réchauffée puis introduite dans le premier compresseur à un deuxième étage à moyenne pression intermédiaire entre le premier étage à moyenne pression et un étage à basse pression, et la deuxième fraction de pied peut être séparée en la première fraction de tête et en la première fraction de pied.
Selon le premier aspect du procédé de l'invention, chaque étape de compression peut être suivie d'une étape de refroidissement.
Selon un second de ses aspects, l'invention concerne un gaz naturel liquéfié réfrigéré et un gaz combustible obtenus par l'un quelconque des procédés précédemment définis.
Selon un troisième de ses aspects, l'invention concerne une installation de réfrigération d'un gaz naturel liquéfié sous pression contenant du méthane et des hydrocarbures en C2 et supérieurs, comprenant des moyens pour effectuer une première étape (I) dans laquelle (la) on détend ledit gaz naturel liquéfié sous pression pour fournir un flux de gaz naturel liquéfié détendu, dans laquelle (Ib) on sépare ledit gaz naturel liquéfié détendu en une première fraction de tête relativement plus volatile, et une première fraction de pied relativement moins volatile, dans laquelle (Ic) la première fraction de pied constituée de gaz naturel
Figure img00040001

liquéfié réfrigéré est collectée, dans laquelle (Id) on réchauffe, on comprime dans un premier compresseur et on
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refroidit la première fraction de tête pour fournir une première fraction comprimée de gaz combustible qui est collectée, dans laquelle (le) on prélève de la première fraction comprimée une deuxième fraction comprimée qui est ensuite refroidie puis mélangée au flux de gaz naturel liquéfié détendu, caractérisée en ce qu'elle comprend des moyens pour effectuer une deuxième étape (II) dans laquelle (lisa) la deuxième fraction comprimée est comprimée dans un second compresseur couplé à une turbine de détente pour fournir une troisième fraction comprimée, dans laquelle (IIb) la troisième fraction comprimée est refroidie puis séparée en une quatrième fraction comprimée et en une cinquième fraction comprimée, dans laquelle (IIc) la quatrième fraction comprimée est refroidie et détendue dans la turbine de détente couplée au second compresseur pour fournir une fraction détendue qui est ensuite réchauffée puis introduite à un premier étage à moyenne pression du compresseur, et dans laquelle (IId) la cinquième fraction comprimée est refroidie puis mélangée au flux de gaz naturel liquéfié détendu.
Selon une première variante conforme à son troisième aspect, l'invention concerne une installation comprenant des moyens pour séparer le flux de gaz naturel liquéfié détendu avant l'étape (Ib) en une deuxième fraction de tête et en une deuxième fraction de pied, en ce qu'elle comprend des moyens pour réchauffer puis introduire la deuxième fraction de tête dans le premier compresseur à un deuxième étage à moyenne pression intermédiaire entre le premier étage à moyenne pression et un étage à basse pression, et en ce qu'elle comprend des moyens pour séparer la deuxième fraction de pied en la première fraction de tête et en la première fraction de pied.
Selon un premier mode de réalisation conforme à son troisième aspect, l'invention concerne une installation dans laquelle la première fraction de tête et la première
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fraction de pied sont séparées dans un premier ballon séparateur.
Selon un deuxième mode de réalisation conforme à son troisième aspect, l'invention concerne une installation dans laquelle la première fraction de tête et la première fraction de pied sont séparées dans une colonne de distillation.
Selon un mode de réalisation conforme à la première variante de son troisième aspect, l'invention concerne une installation dans laquelle le flux de gaz naturel liquéfié détendu peut être séparé en la deuxième fraction de tête et en la deuxième fraction de pied dans un deuxième ballon séparateur.
Selon son deuxième mode de réalisation conforme à son troisième aspect, l'invention concerne une installation dans laquelle la colonne de distillation comporte au moins un rebouilleur latéral et/ou de fond de colonne, en ce que du liquide prélevé sur un plateau de la colonne de distillation circulant dans ledit rebouilleur est réchauffé dans un deuxième échangeur thermique puis est réintroduit dans la colonne de distillation à un étage inférieur audit plateau, et en ce que le flux de gaz naturel liquéfié détendu est refroidi dans ledit deuxième échangeur thermique.
Selon un troisième mode de réalisation conforme à son troisième aspect, l'invention concerne une installation dans laquelle le refroidissement de la première fraction de tête et de la fraction détendue, et le réchauffement de la quatrième fraction comprimée et de la cinquième fraction comprimée, s'effectue dans un seul premier échangeur thermique.
Selon la première variante conforme à son troisième aspect, l'invention concerne une installation dans laquelle la deuxième fraction de tête est réchauffée dans le premier échangeur thermique.
L'invention sera mieux comprise et d'autres buts, caractéristiques, détails et avantages de celle-ci
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apparaîtront plus clairement au cours de la description qui va suivre en se référant aux dessins schématiques annexés, donnés uniquement à titre d'exemple non limitatif et dans lesquels :
La figure 1 représente un schéma synoptique fonctionnel d'une installation de liquéfaction de gaz naturel conforme à un mode de réalisation de l'art antérieur ;
La figure 2 représente un schéma synoptique fonctionnel d'une installation de déazotation de gaz naturel liquéfié conforme à un premier mode de réalisation de l'art antérieur ;
La figure 3 représente un schéma synoptique fonctionnel d'une installation de déazotation de gaz naturel liquéfié conforme à un deuxième mode de réalisation de l'art antérieur ; - Les figures 4,5, 6 et 7 représentent des schémas synoptiques fonctionnels d'installations éventuellement de déazotation de gaz naturel liquéfié conforme à des modes de réalisation préférés de l'invention.
Sur ces sept figures, on peut notamment lire les symboles FC qui signifie contrôleur de débit , GT qui signifie turbine à gaz , GE qui signifie générateur électrique , LC qui signifie contrôleur de niveau de liquide , PC qui signifie contrôleur de pression , SC qui signifie contrôleur de vitesse et TC qui signifie contrôleur de température .
Par souci de clarté et de concision, les conduites utilisées dans les installations des figures 1 à 7 seront reprises par les mêmes signes de référence que les fractions gazeuses qui y circulent.
En se rapportant à la figure 1, l'installation représentée est destinée à traiter, de façon connue, un gaz naturel séché, désulfuré et décarbonaté 100, pour l'obtention de gaz naturel liquéfié 1, en général disponible à une température inférieure à moins 120oC.
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Cette installation de liquéfaction de GNL présente deux circuits de réfrigération indépendants. Un premier circuit réfrigérant 101, correspondant à un cycle propane, permet l'obtention d'un refroidissement primaire à environ moins 300C dans un échangeur E3 par détente et vaporisation de propane liquide. le propane vapeur réchauffé et détendu est ensuite compressé dans un deuxième compresseur K2, puis le gaz comprimé obtenu 102 est ensuite refroidi et liquéfié dans des réfrigérants à eau 103,104 et 105.
Un second circuit réfrigérant 106, correspondant en général à un cycle utilisant un mélange d'azote, de méthane, d'éthane et de propane, permet un refroidissement important du gaz naturel à traiter pour l'obtention de gaz naturel liquéfié 1. Le fluide caloporteur présent dans le second cycle réfrigérant est comprimé dans un troisième compresseur K3 et refroidi dans des échangeurs à eau 118 et 119, puis est refroidi dans un réfrigérant à eau 114, pour l'obtention d'un fluide 107. Ce dernier est ensuite refroidi et liquéfié dans l'échangeur E3 pour fournir un flux refroidi et liquéfié 108. Ce dernier est alors séparé en une phase vapeur 109 et une phase liquide 110 qui sont toutes les deux introduites dans la partie inférieure d'un échangeur cryogénique 111. Après refroidissement, la phase liquide 110 quitte ensuite l'échangeur 111 pour être détendue dans une turbine X2 couplée à un générateur électrique. Le fluide détendu 112 est ensuite introduit dans l'échangeur cryogénique 111 au dessus de sa partie inférieure, où il est utilisé pour refroidir les fluides circulant dans la partie inférieure de l'échangeur, par pulvérisation sur des conduites transportant des fluides à refroidir, au moyen de rampes de pulvérisation. La phase vapeur 109 circule dans la parte inférieure de l'échangeur cryogénique 111 pour y être refroidie et liquéfiée, puis est encore refroidie par circulation dans une partie supérieure de l'échangeur cryogénique 111.
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Enfin, cette fraction 109 refroidie et liquéfiée est détendue dans une vanne 115, puis est utilisée pour refroidir les fluides circulant dans la partie supérieure de l'échangeur cryogénique 111, par pulvérisation sur des conduites transportant des fluides à refroidir. Les liquides réfrigérants pulvérisés à l'intérieur de l'échangeur cryogénique 111, sont ensuite collectés en pied de ce dernier pour fournir le flux 106 qui est envoyé vers le compresseur K3.
Le gaz naturel séché, désulfuré et décarbonaté 100, est refroidi dans un échangeur thermique à propane 113, puis est soumis à un traitement de dessiccation, qui peut être, par exemple, un passage sur un tamis moléculaire, par exemple en zéolithe, et à un traitement de démercurisation, par exemple par passage sur une mousse d'argent ou de tout autre piégeur de mercure, dans une enceinte 116 pour fournir un gaz naturel purifié 117. Ce dernier est ensuite refroidi et partiellement liquéfié dans l'échangeur thermique E3, circule dans la partie inférieure, puis dans la partie supérieure de l'échangeur cryogénique 111 pour fournir un gaz naturel liquéfié 1.
Ce dernier est habituellement obtenu à une température inférieure à moins 1200C.
En se rapportant maintenant à la figure 2, l'installation représentée est destinée à traiter, de façon connue, un gaz naturel liquéfié 1 riche en azote, pour l'obtention d'une part, d'un gaz naturel liquéfié refroidi et pauvre en azote 4, et d'autre part d'une première fraction comprimée 5 qui est un gaz combustible comprimé riche en azote.
Le GNL 1 est d'abord détendu et refroidi dans une turbine de détente X3 qui est régulée par un contrôleur de débit de GNL circulant dans la conduite 1, puis est à nouveau détendu et refroidi dans une vanne 18 dont l'ouverture dépend de la pression du GNL en sortie de compresseur X3, pour fournir un flux de gaz naturel liquéfié détendu 2. Ce dernier est alors séparé en une
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première fraction de tête 3 relativement plus volatile, et une première fraction de pied 4 relativement moins volatile dans un ballon VI. La première fraction de pied 4 constituée de gaz naturel liquéfié réfrigéré est collectée et pompée dans une pompe PI, circule dans une vanne 19 dont l'ouverture est régulée par un contrôleur de niveau de liquide dans le fond du ballon VI, pour ensuite quitter l'installation et être stockée.
La première fraction de tête 3 est réchauffée dans un premier échangeur thermique El, puis est introduite dans un étage à basse pression 15 d'un compresseur Kl couplé à une turbine à gaz GT. Ce compresseur Kl comprend une pluralité d'étages de compression 15,14, 11 et 30, à des pressions progressivement élevées, et une pluralité de réfrigérants à eau 31,32, 33 et 34. Après chaque étape de compression, les gaz compressés sont refroidis par passage dans un échangeur thermique, de préférence à eau. La première fraction de tête 3 fournit, à l'issue des étapes de compression et de refroidissement, le gaz combustible comprimé riche en azote 5. Ce gaz combustible est alors collecté et quitte l'installation.
On prélève une petite partie du gaz combustible 5 qui correspond à un flux 6. Ce flux 6 est réfrigéré dans l'échangeur El en cédant sa chaleur à la première fraction de tête 3, pour donner un flux refroidi 22. Ce flux refroidi 22 circule ensuite dans une vanne 23 dont l'ouverture est commandée par un contrôleur de débit en sortie de l'échangeur E2. Le flux 22 est finalement mélangé au flux de gaz naturel liquéfié détendu 2.
En se rapportant maintenant à la figure 3, l'installation représentée est destinée à traiter, de façon connue, un gaz naturel liquéfié 1 riche en azote, pour l'obtention d'une part, d'un gaz naturel liquéfié refroidi et pauvre en azote 4, et d'autre part, d'une première fraction comprimée 5 qui est un gaz combustible comprimé riche en azote. Dans cette installation, le
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Figure img00110001

ballon de séparation Vl a été remplacé par une colonne de distillation Cl et un échangeur thermique E2.
Le GNL 1 est d'abord détendu et refroidi dans une turbine de détente X3 dont la vitesse est régulée par un contrôleur de débit de GNL circulant dans la conduite 1, puis est refroidi dans l'échangeur thermique E2, pour fournir un flux refroidi 20. Ce dernier circule dans une vanne 21, dont l'ouverture est commandée par un contrôleur de pression situé sur la conduite 20, en amont de ladite vanne 21, pour fournir un flux de gaz naturel liquéfié détendu 2. Le flux de gaz naturel liquéfié détendu 2 est alors séparé en une première fraction de tête 3 relativement plus volatile, et une première fraction de pied 4 relativement moins volatile dans la colonne Cl. La première fraction de pied 4 constituée de gaz naturel liquéfié réfrigéré est collectée et pompée dans une pompe PI, circule dans une vanne 19 dont l'ouverture est régulée par un contrôleur de niveau de
Figure img00110002

liquide dans le fond du ballon VI, pour ensuite quitter l'installation et être stockée.
La colonne Cl comporte un rebouilleur de fond de colonne 16 qui utilise du liquide contenu sur un plateau 17. Le flux circulant dans le rebouilleur 16 est réchauffé dans l'échangeur thermique E2 pour être ensuite introduit dans le fond de la colonne Cl.
La première fraction de tête 3 suit le même traitement que présenté sur la figure 2, pour l'obtention d'une première fraction de gaz comprimé 5, qui est un gaz combustible comprimé riche en azote, et d'une deuxième fraction comprimée 6 qui est une fraction de prélèvement de gaz combustible comprimé. De façon similaire, cette dernière fraction est réchauffée dans l'échangeur El pour donner un flux refroidi 22. Ce flux 22 est également mélangé au flux de gaz naturel liquéfié détendu 2.
En se rapportant maintenant à la figure 4, l'installation représentée est destinée à traiter, à l'aide d'un dispositif conforme au procédé de
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l'invention, un gaz naturel liquéfié 1 riche en azote, pour l'obtention d'une part, d'un gaz naturel liquéfié refroidi et pauvre en azote 4, et d'autre part, d'un gaz combustible comprimé riche en azote 5.
Cette installation comporte des éléments communs à la figure 3, notamment la détente et le refroidissement du GNL 1 pour l'obtention du flux de GNL détendu 2. De même, la séparation en la première fraction de tête 3 et en la première fraction de pied 4 s'effectue de manière similaire dans la colonne Cl. Enfin, le flux de gaz combustible 5 est obtenu, comme précédemment, par compressions et refroidissements successifs. A la différence du procédé présenté sur la figure 3, une deuxième fraction comprimée 6, prélevée sur la première fraction de gaz comprimé 5 alimente un compresseur XK1 couplé à une turbine de détente XI pour l'obtention d'une troisième fraction comprimée 7. Celle-ci est refroidie dans un réfrigérant à eau 24, puis est séparée en une quatrième fraction comprimée 8 et en une cinquième fraction comprimée 9.
La quatrième fraction comprimée 8 est refroidie dans l'échangeur thermique El pour fournir une fraction 25 qui est détendue dans la turbine XI. La turbine XI fournit un flux détendu 10 qui est réchauffé dans l'échangeur El pour donner un flux détendu réchauffé 26. Ce flux détendu réchauffé 26 est introduit à un étage à moyenne pression 11 du compresseur Kl.
La cinquième fraction comprimée 9 est refroidie dans l'échangeur thermique El pour fournir une fraction 22 qui est détendue dans une vanne 23 puis est mélangée à la fraction de GNL détendue 2.
Le détendeur XI comporte une vanne de guidage d'entrée 27, permettant, par la variation de l'angle d'introduction du flux 25 sur les aubes de la turbine XI, de faire varier la vitesse de rotation de cette dernière, et par conséquent de faire varier la puissance délivrée au compresseur XK1.
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En se rapportant maintenant à la figure 5, l'installation représentée est destinée à traiter, à l'aide d'un dispositif conforme au procédé de l'invention, un gaz naturel liquéfié 1 de préférence riche en azote, pour l'obtention d'une part, d'un gaz naturel liquéfié refroidi et pauvre en azote 4, et d'autre part, d'un gaz combustible comprimé 5 riche en azote, dans le cas où le gaz naturel liquéfié 1 en contient.
Cette installation comporte des éléments communs à la figure 4, notamment la production, par une colonne de distillation Cl d'une première fraction de tête 3, et d'une première fraction de pied 4. De façon similaire, la première fraction de tête 3 est comprimée dans un compresseur Kl et refroidie dans des réfrigérants 31-34 pour l'obtention d'une première fraction comprimée 5. Une deuxième fraction de prélèvement 6 est soutirée de la première fraction comprimée 5 pour être comprimée dans un compresseur XK1 couplé à une turbine de détente XI, qui produit en sortie une troisième fraction comprimée 7.
Cette dernière est séparée en une quatrième fraction comprimée 8 et en une cinquième fraction comprimée 9.
La quatrième fraction comprimée 8 est refroidie dans l'échangeur thermique El pour fournir une fraction 25 qui est détendue dans la turbine XI. La turbine XI fournit un flux détendu 10 qui est réchauffé dans l'échangeur El pour donner un flux détendu réchauffé 26. Ce flux détendu réchauffé 26 est introduit à un étage à moyenne pression 11 du compresseur Kl.
La cinquième fraction comprimée 9 est refroidie dans l'échangeur thermique El pour fournir une fraction 22 qui est détendue dans une vanne 23 puis est mélangée à la fraction de GNL détendue 2.
Le détendeur XI comporte une vanne de guidage d'entrée 27, dont la fonction a été définie dans la description de la figure 4.
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A la différence de la figure 4, l'installation représentée sur la figure 5 comporte en outre un ballon séparateur V2 dans lequel le flux de gaz naturel détendu 2 est séparé en une deuxième fraction de tête 12 et une deuxième fraction de pied 13.
La deuxième fraction de tête 12 est réchauffée dans l'échangeur El puis est introduite dans un étage à moyenne pression 14 du compresseur Kl, à une pression intermédiaire entre la pression d'entrée de l'étage basse pression 15 et celle de l'étage moyenne pression 11.
La deuxième fraction de pied 13 est refroidie dans un échangeur E2 pour produire une fraction de GNL refroidi 20. Cette dernière fraction est détendue et refroidie dans une vanne 28 pour produire une fraction de GNL détendu et refroidi 29. L'ouverture de la vanne 28 est commandée par un contrôleur de niveau de liquide contenu dans le ballon V2. Le flux 29 est alors introduit dans la colonne CI pour y être séparé en la première fraction de tête 3 et en la première fraction de pied 4.
Comme indiqué lors de la description de la figure 4, la colonne CI comporte un rebouilleur 16, qui prélève du liquide contenu sur un plateau 17 de la colonne Cl pour le réchauffer dans l'échangeur E2 par échange de chaleur avec le flux 13, et l'introduire en pied de colonne. De même, la première fraction de pied 4 est pompée par une pompe Pl et traverse une vanne 19 dont l'ouverture est commandée par un contrôleur de niveau de liquide présent dans le fond de la colonne Cl.
En se rapportant maintenant à la figure 6, l'installation représentée est destinée à traiter, à l'aide d'un dispositif conforme au procédé de l'invention, un gaz naturel liquéfié 1 de préférence pauvre en azote, pour l'obtention d'une part, d'un gaz naturel liquéfié refroidi et pauvre en azote 4, et d'autre part, d'un gaz combustible comprimé 5 riche en azote, dans le cas de l'utilisation d'un GNL 1 riche en azote.
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Cette installation comporte des éléments communs à la figure 2 et aux figures 4 et 5.
De manière simplifiée, la figure 6 est structurellement semblable à la figure 4, à l'exception de la colonne CI qui a été remplacée par un ballon de séparation VI, et de l'échangeur E2 qui a été supprimé, du fait de l'absence de rebouilleur lors de l'utilisation d'un ballon de séparation. Le flux de GNL détendu 2 est alors directement introduit dans le ballon séparateur Vl pour être séparé en une première fraction de tête 3 et en une première fraction de pied 4.
Le remplacement de la colonne Cl par le ballon V1 ne modifie pas le déroulement des étapes du procédé tel qu'il a été décrit pour la figure 5. En revanche, du fait d'une moins bonne performance de séparation du ballon V1 par rapport à la colonne Cl, le GNL réfrigéré 4 contiendra normalement plus d'azote dans le cas de l'utilisation d'un dispositif conforme à la figure 6 que dans le cas de l'utilisation d'un dispositif conforme à la figure 5. Bien entendu, le GNL 1 utilisé dans les deux cas est identique physiquement et chimiquement et contient au moins un peu d'azote.
En se rapportant à la figure 7, l'installation représentée est destinée à traiter, à l'aide d'un dispositif conforme au procédé de l'invention, un gaz naturel liquéfié 1, de préférence pauvre en azote, pour l'obtention d'une part, d'un gaz naturel liquéfié refroidi 4, et d'autre part, d'un gaz combustible comprimé 5.
Cette installation comporte des éléments communs à la figure 2 et aux figures 4,5 et 6.
De manière simplifiée, la figure 7 est structurellement semblable à la figure 5, à l'exception de la colonne Cl qui a été remplacée par un ballon séparateur Vl, et de l'échangeur E2 qui a été supprimé, du fait de l'absence de rebouilleur lors de l'utilisation d'un ballon de séparation. Le flux de GNL détendu 2 est
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alors directement introduit dans le ballon séparateur V2 pour être séparé en une deuxième fraction de tête 12 et en une deuxième fraction de pied 13.
La deuxième fraction de tête 12 est réchauffée dans un échangeur El puis est introduite dans un compresseur Kl à un étage à moyenne pression 14, intermédiaire entre un étage basse pression 15 et un étage à moyenne pression 11, de la même façon que décrit pour la figure 5.
Le remplacement de la colonne Cl par le ballon V1 ne modifie pas le déroulement des étapes du procédé tel qu'il a été décrit pour la figure 5. En revanche, du fait
Figure img00160001

d'une moins bonne performance de séparation du ballon V1 par rapport à la colonne Cl, le GNL réfrigéré 4 contiendra normalement plus d'azote dans le cas de l'utilisation d'un dispositif conforme à la figure 6 que dans le cas de l'utilisation d'un dispositif conforme à la figure 5. Bien entendu, afin de permettre une bonne comparaison, le GNL 1 utilisé dans les deux cas est identique physiquement et chimiquement.
Afin de permettre une appréciation concrète des performances d'une installation fonctionnant selon un procédé conforme à l'invention, des exemple chiffrés sont maintenant présentés, aux fins d'illustration et non de limitation.
Ces exemples sont donnés sur la base de deux gaz naturels différents A et B dont la composition est donnée ci-après dans le tableau 1 :
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Figure img00170001
<tb>
<tb> Composant <SEP> Gaz <SEP> naturel <SEP> A <SEP> Gaz <SEP> naturel <SEP> B
<tb> Composition <SEP> Composition <SEP> Composition <SEP> Composition
<tb> molaire <SEP> (%) <SEP> massique <SEP> molaire <SEP> (%) <SEP> massique
<tb> (%) <SEP> (%)
<tb> Azote <SEP> 0, <SEP> 100 <SEP> 0, <SEP> 155 <SEP> 3, <SEP> 960 <SEP> 6, <SEP> 127
<tb> Méthane <SEP> 91, <SEP> 400 <SEP> 81, <SEP> 378 <SEP> 88, <SEP> 075 <SEP> 78, <SEP> 039
<tb> Ethane <SEP> 4, <SEP> 500 <SEP> 7, <SEP> 510 <SEP> 5, <SEP> 360 <SEP> 8, <SEP> 902
<tb> Propane <SEP> 2, <SEP> 500 <SEP> 6, <SEP> 118 <SEP> 1, <SEP> 845 <SEP> 4, <SEP> 493
<tb> i-Butane <SEP> 0, <SEP> 600 <SEP> 1, <SEP> 935 <SEP> 0, <SEP> 290 <SEP> 0, <SEP> 931
<tb> n-Butane <SEP> 0, <SEP> 900 <SEP> 2, <SEP> 903 <SEP> 0, <SEP> 470 <SEP> 1, <SEP> 509
<tb> Total <SEP> 100,000 <SEP> 100,000 <SEP> 100,000 <SEP> 100,000
<tb>
Tableau 1
Ces gaz sont volontairement exempts d'hydrocarbures en CS et supérieurs, afin de ne pas alourdir les calculs.
Les autres conditions opératoires sont identiques et conformes à ce qui suit (les chiffres de référence se rapportent à la fig. 1) : - Température du gaz naturel humide 100 : 37 C - Pression du gaz naturel humide 100 : 54 bar - Pré-refroidissement par le réfrigérant 113 avant séchage : 23 C - Température du gaz sec après passage dans l'enceinte 116 : 23, SOC - Pression du gaz sec : 51 bar
Figure img00170002

- Température d'eau de refroidissement : 300C - Température en sortie d'échangeur à eau : 37 C - Température de condensation du propane : 47 C - Rendement des compresseurs centrifuges Kl, K2 et K3 : 82 % - Rendement de la turbine de détente X2 : 85 % - Rendement du compresseur axial XK1 : 86 % - Puissance sur une ligne d'arbre GE6 : 31570 kW - Puissance sur une ligne d'arbre GE7 : 63140 kW - Puissance sur une ligne d'arbre GE5D : 24000 kW
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La puissance sur une ligne d'arbre représente la puissance disponible sur un arbre de turbine à gaz Général Electric de référence GE5D, GE6 et GE7. Des turbines de ce type sont couplées aux compresseurs Kl, K2 et K3 représentés sur les figures 1-7.
Les débits de gaz naturel à liquéfier seront choisis de façon à saturer les puissances disponibles sur les lignes d'arbre. Les trois cas suivants sont envisagés (pour un procédé de liquéfaction décrit en figure 1) : - Utilisation pour l'entraînement d'une turbine GE6 et d'une turbine GE7, ce qui correspond à un débit de GNL produit à-160 C d'environ 3 millions de tonnes par an.
- Utilisation pour l'entraînement de deux turbines
Figure img00180001

GE7, ce qui correspond à un débit de GNL produit à-160 C d'environ 4 millions de tonnes par an.
- Utilisation pour l'entraînement de trois turbines GE7, ce qui correspond à un débit de GNL produit à -160OC d'environ 6 millions de tonnes par an.
Une des voies qui permet de calculer facilement l'influence d'un paramètre sans entrer dans le détail d'un procédé est celle de la notion de Travail Théorique associée à celle d'Exergie.
Le travail théorique qu'il faut fournir à un système pour qu'il passe d'un état 1 à un état 2 est donné par l'équation suivante :
Figure img00180002

Wl-2 = TO x (SI-S2)- (Hl-H2) avec : Owl-2 : travail théorique (kJ/kg)
TO : température de rejet de la chaleur (K)
SI : entropie dans l'état 1 (kJ/ (K. kg))
S2 : entropie dans l'état 2 (kJ/ (K. kg))
Hl : enthalpie dans l'état 1 (kJ/kg)
H2 : enthalpie dans l'état 2 (kJ/kg)
Dans le cas présent, la température de rejet sera prise égale à 310,15 K (37OC). L'état 1 sera le gaz
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Figure img00190001

naturel à 37 C et 51 bar et l'état 2 sera le GNL à la température T2 et à 50 bar.
Le tableau 2 ci-dessous montre l'évolution du travail théorique pour la liquéfaction des gaz naturels A et B en fonction de la température du GNL en sortie du procédé de liquéfaction. Lorsque la puissance des compresseurs de réfrigération est constante, la diminution du travail théorique se traduit par une augmentation possible de la capacité du cycle de liquéfaction.
Figure img00190002
<tb>
<tb>
Température <SEP> du <SEP> Gaz <SEP> naturel <SEP> A
<tb> GNL <SEP> 1 <SEP> ( C) <SEP> Travail <SEP> Travail <SEP> Capacité
<tb> théorique <SEP> théorique <SEP> possible <SEP> (%)
<tb> (kJ/kg) <SEP> (%)
<tb> - <SEP> 130 <SEP> 356,63 <SEP> 71,19 <SEP> 140, <SEP> 46
<tb> - <SEP> 376, <SEP> 93 <SEP> 75, <SEP> 25 <SEP> 132, <SEP> 90
<tb> - <SEP> 398, <SEP> 45 <SEP> 79, <SEP> 54 <SEP> 125, <SEP> 72
<tb> - <SEP> 421, <SEP> 57 <SEP> 84, <SEP> 16 <SEP> 118, <SEP> 82
<tb> - <SEP> 446, <SEP> 24 <SEP> 89, <SEP> 08 <SEP> 112, <SEP> 26
<tb> - <SEP> 472, <SEP> 64 <SEP> 94, <SEP> 35 <SEP> 105, <SEP> 99
<tb> - <SEP> 160 <SEP> 500,93 <SEP> 100,00 <SEP> 100, <SEP> 00
<tb> *************** <SEP> Gaz <SEP> naturel <SEP> B
<tb> - <SEP> 130 <SEP> 355,89 <SEP> 71,35 <SEP> 140, <SEP> 16
<tb> - <SEP> 376, <SEP> 04 <SEP> 75, <SEP> 39 <SEP> 132, <SEP> 65
<tb> - <SEP> 140 <SEP> 397,43 <SEP> 79,67 <SEP> 125, <SEP> 51
<tb> - <SEP> 145 <SEP> 420,33 <SEP> 84,24 <SEP> 118, <SEP> 70
<tb> - <SEP> 150 <SEP> 444,56 <SEP> 89,12 <SEP> 112, <SEP> 21
<tb> - <SEP> 155 <SEP> 470,74 <SEP> 94,37 <SEP> 105, <SEP> 97
<tb> - <SEP> 160 <SEP> 498,82 <SEP> 100,00 <SEP> 100, <SEP> 00
<tb>
Tableau 2
On observe que les chiffres obtenus avec les gaz A et B sont très proches. L'augmentation possible de la capacité est d'environ 1,14 % par C de température du
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GNL 1 obtenu en sortie d'unité de liquéfaction présentée sur la figure 1.
La capacité Cl pour une température Tl du GNL produit s'exprime en fonction de la capacité CO à la température TO, selon l'équation suivante :
Cl = CO x 1, 0114''"
Avec :
Cl : capacité de production de GNL à Tl (kg/h)
CO : capacité de production de GNL de référence à TO (kg/h)
Tl : Température de production de GNL (OC)
Figure img00200001

T2 : Température de production de GNL de référence (OC) Il en résulte qu'à -140oC, la capacité de l'unité de production de GNL est de 125, 5% de sa capacité à -160oC, ce qui est considérable.
Le travail réel d'une unité de production de GNL sera évidemment fonction du procédé choisi. Le procédé présenté sur la figure 1, qui est connu sous le nom MCR#, est un procédé bien connu et largement employé qui a été développé par la société APCI.
Ce procédé est mis en oeuvre ici d'une façon particulière qui le rend très performant : le cycle propane comporte 4 étages et la réfrigération du MCR
Figure img00200002

(réfrigérant à composants multiples, flux 106, fig. 1) et du propane (flux 102, fig. 1) s'effectue dans l'échangeur thermique E3, qui est un échangeur à plaques en aluminium brasé.
Les résultats obtenus sont présentés sur le tableau
Figure img00200003

3 :
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Figure img00210001
<tb>
<tb> Température <SEP> du <SEP> Gaz <SEP> naturel <SEP> A
<tb> GNL <SEP> 1 <SEP> (OC) <SEP> Travail <SEP> réel <SEP> Travail <SEP> réel <SEP> Capacité
<tb> (kJ/kg) <SEP> possible <SEP> (%)
<tb> - <SEP> 702, <SEP> 77 <SEP> 72, <SEP> 23 <SEP> 138, <SEP> 45
<tb> - <SEP> 739, <SEP> 93 <SEP> 76, <SEP> 05 <SEP> 131, <SEP> 50
<tb> - <SEP> 781, <SEP> 25 <SEP> 80, <SEP> 29 <SEP> 124, <SEP> 54
<tb> - <SEP> 820, <SEP> 56 <SEP> 84, <SEP> 33 <SEP> 118, <SEP> 58
<tb> - <SEP> 150 <SEP> 867,88 <SEP> 89,20 <SEP> 112, <SEP> 11
<tb> - <SEP> 155 <SEP> 917,44 <SEP> 94,29 <SEP> 106, <SEP> 05
<tb> - <SEP> 160 <SEP> 972,99 <SEP> 100,00 <SEP> 100, <SEP> 00
<tb> *************** <SEP> Gaz <SEP> naturel <SEP> B
<tb> - <SEP> 130 <SEP> 688,86 <SEP> 71,24 <SEP> 140, <SEP> 37
<tb> - <SEP> 135 <SEP> 728,22 <SEP> 75,31 <SEP> 132, <SEP> 78
<tb> - <SEP> 140 <SEP> 772,16 <SEP> 79,86 <SEP> 125, <SEP> 23
<tb> - <SEP> 145 <SEP> 814,34 <SEP> 84,22 <SEP> 118, <SEP> 74
<tb> - <SEP> 150 <SEP> 861,75 <SEP> 89,12 <SEP> 112, <SEP> 21
<tb> - <SEP> 155 <SEP> 74,37 <SEP> 105, <SEP> 97
<tb> - <SEP> 160 <SEP> 100,00 <SEP> 100, <SEP> 00
<tb>
Tableau 3
On observe que ces résultats corroborent parfaitement ceux qui ont été obtenus avec les calculs de travail théorique présentés dans le tableau 1.
Le rendement du procédé de liquéfaction peut être calculé à partir du travail réel et du travail théorique. Celui-ci est sensiblement constant et se situe aux environs de 51,5 %, comme cela peut être observé à partir des résultats présentés sur le tableau 4 :
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Figure img00220001
<tb>
<tb> Température <SEP> du <SEP> Gaz <SEP> naturel <SEP> A
<tb> GNL <SEP> 1 <SEP> (OC) <SEP> Travail <SEP> Travail <SEP> réel <SEP> Efficacité
<tb> théorique <SEP> (%) <SEP> (%)
<tb> (kJ/kg)
<tb> - <SEP> 356, <SEP> 63 <SEP> 702, <SEP> 77 <SEP> 50, <SEP> 75
<tb> - <SEP> 376, <SEP> 93 <SEP> 739, <SEP> 93 <SEP> 50, <SEP> 94
<tb> - <SEP> 398, <SEP> 45 <SEP> 781, <SEP> 25 <SEP> 51, <SEP> 00
<tb> - <SEP> 421, <SEP> 57 <SEP> 820, <SEP> 56 <SEP> 51, <SEP> 38
<tb> - <SEP> 446, <SEP> 24 <SEP> 867, <SEP> 88 <SEP> 51, <SEP> 42
<tb> - <SEP> 472, <SEP> 64 <SEP> 917, <SEP> 44 <SEP> 51, <SEP> 52
<tb> - <SEP> 160 <SEP> 500,93 <SEP> 972,99 <SEP> 51, <SEP> 48
<tb> Gaz <SEP> naturel <SEP> B
<tb> - <SEP> 130 <SEP> 355,89 <SEP> 688,86 <SEP> 51, <SEP> 66
<tb> - <SEP> 135 <SEP> 376,04 <SEP> 728,22 <SEP> 51, <SEP> 64
<tb> - <SEP> 140 <SEP> 397,43 <SEP> 772,16 <SEP> 51, <SEP> 47
<tb> - <SEP> 145 <SEP> 420,23 <SEP> 814,34 <SEP> 51, <SEP> 60
<tb> - <SEP> 150 <SEP> 444,56 <SEP> 861,75 <SEP> 51, <SEP> 59
<tb>
Tableau 4
Ce résultat est particulièrement satisfaisant.
L'utilisateur du procédé sera toujours assuré de tirer le meilleur parti du procédé de liquéfaction, quelle que soit la température de production de GNL choisie. On constate également que la composition du gaz naturel à liquéfier n'a pas d'importance.
Ainsi, l'utilisation nouvelle du procédé de liquéfaction connu permet d'augmenter la température du GNL 1 obtenu en sortie d'unité de production tout en permettant une augmentation substantielle de la quantité produite, pouvant aller jusqu'à environ 40 % à -130 C.
Le GNL 1 obtenu en sortie d'unité de production décrite précédemment pour la figure 1, peut être déazoté dans une unité de déazotation telle que représentée sur la figure 2 ou sur la figure 3. Cette opération de déazotation est nécessaire lorsque le gaz naturel extrait
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du gisement contient de l'azote en proportion relativement importante, par exemple d'environ plus de 0,100 % mol à environ 5 à 10 % mol.
L'installation représentée schématiquement sur la figure 2 est une unité de déazotation de GNL à flash final. Le flash est obtenu au moment de la séparation du GNL détendu 2 en une première fraction de tête 3 relativement plus volatile, riche en azote, et en une première fraction de pied 4 relativement moins volatile, pauvre en azote. Cette séparation s'effectue dans un ballon VI, comme décrit précédemment.
Selon un mode de fonctionnement, le GNL 1 de composition B contenant de l'azote, produit à -150au et 48 bar est détendu dans la turbine hydraulique X3 à une pression d'environ 4 bar puis dans une vanne 18 à une pression de 1,15 bar. Le mélange biphasique obtenu 2 est séparé dans le ballon séparateur Vl d'une part en le gaz de flash riche en azote 3, et d'autre part en le GNL réfrigéré 4. Le GNL réfrigéré est envoyé vers le stockage, comme décrit plus haut. Le gaz de flash 3, qui constitue la première fraction gazeuse, est réchauffé dans l'échangeur El jusqu'à-70 C avant d'être comprimé jusqu'à 29 bar dans le compresseur Kl. Le compresseur Kl produit une première fraction comprimée 5 qui constitue le gaz combustible enrichi en azote.
Environ 23 % de la première fraction comprimée 5 est recyclée sous la forme d'une fraction 6. Cette dernière est refroidie dans l'échangeur El par échange de chaleur avec le gaz de flash 3, puis est mélangée au flux de GNL refroidi et détendu 2.
Cette disposition permet de liquéfier une partie du gaz de flash (environ 23%) et de réduire la quantité de gaz combustible produite. Les performances d'une unité de déazotation selon ce schéma 2 sont présentées dans le tableau 5 ci-après, dans lequel la colonne intitulée 1 GE6 + 1 GE7 correspond à une unité de production de GNL 1 selon le schéma 1, utilisant 1 turbine à gaz GE6 et 1
<Desc/Clms Page number 24>
Figure img00240001

turbine à gaz GE7 pour les compresseurs K2 et K3, 2 GE7 correspond à l'utilisation de 2 turbines GE7 pour la production de GNL 1, et 3 GE7 pour l'utilisation de 3 turbines :
Figure img00240002
<tb>
<tb> Unité <SEP> 1 <SEP> GE7 <SEP> 2 <SEP> GE7 <SEP> 3 <SEP> GE7
<tb> +
<tb> 1 <SEP> GE6
<tb> GNL <SEP> 1
<tb> température C-150-150-150
<tb> débit <SEP> kg/h <SEP> 406665 <SEP> 542219 <SEP> 813330
<tb> GNL <SEP> réfrigéré <SEP> 4
<tb> débit <SEP> kg/h <SEP> 368990 <SEP> 491985 <SEP> 737980
<tb> valeur <SEP> 48412
<tb> spécifique
<tb> contenu <SEP> 1,38 <SEP> 1,38
<tb> production <SEP> de <SEP> GNL <SEP> 4, <SEP> valeur <SEP> GJ/h <SEP> 17864 <SEP> 23818 <SEP> 35727
<tb> thermique <SEP> 100
<tb> Gaz <SEP> combustible <SEP> 5
<tb> débit <SEP> kg/h <SEP> 75352
<tb> valeur <SEP> 27492
<tb> spécifique
<tb> production <SEP> 2072
<tb> 5, <SEP> valeur <SEP> thermique <SEP> basse
<tb> spécifique
<tb> Unité <SEP> de <SEP> déazotation
<tb> puissance <SEP> 14074
<tb> performances
<tb> puissance <SEP> spécifique <SEP> de <SEP> kJ/kg <SEP> 1019 <SEP> 1019 <SEP> 1019
<tb> production <SEP> de <SEP> GNL
<tb> rapport <SEP> Puissance <SEP> de <SEP> K1/0, <SEP> 0210 <SEP> 0, <SEP> 0210 <SEP> 0, <SEP> 0210
<tb> Production <SEP> de <SEP> GNL <SEP> 4
<tb>
Tableau 5
L'installation représentée schématiquement sur la figure 3 est une unité de déazotation de GNL à colonne de
<Desc/Clms Page number 25>
Figure img00250001

déazotation. Le remplacement du flash dans le ballon Vl par une colonne de déazotation Cl permet une amélioration sensible du rendement d'extraction de l'azote contenu dans le GNL 1.
Dans cette installation, le GNL 1 à -145, 5 oC est détendu jusqu'à 5 bar dans la turbine hydraulique de
Figure img00250002

détente X3, pus est refroidi de-146, 2 C à-157 C dans l'échangeur E2 par échange de chaleur avec le liquide circulant dans le rebouilleur de fond de colonne 16 pour l'obtention d'un flux de GNL détendu et refroidi 20. Le flux 20 subit une seconde détente à 1,15 bar dans une vanne 21 et alimente la colonne de déazotation Cl en mélange avec du GNL 22 provenant du recyclage partiel du gaz combustible comprimé 5.
En fond de colonne de déazotation Cl, le GNL comporte 0,06 % d'azote, alors que la teneur en azote du GNL en utilisant un flash final était de 1,38 % (fig. 2 et tableau 5). Ce GNL de fond de colonne est pompé par une pompe Pl et représente une fraction de GNL refroidi 4 qui est expédiée vers le stockage.
Le gaz combustible 3, qui est la première fraction de tête issue de la colonne Cl, est réchauffée à -75OC dans l'échangeur El, puis est comprimée à 29 bar dans le
Figure img00250003

compresseur Kl et refroidie par les réfrigérants à eau 31-34 pour fournir un gaz combustible comprimé 5.
Un flux 6, qui représente 23 % du gaz comprimé 5 est recyclée vers la colonne Cl après avoir réchauffé le flux 3 dans l'échangeur El.
Le gaz combustible produit, qui représente 1032 GJ/h dans le cas de l'utilisation d'une turbine GE6 et d'une GE7, est sensiblement identique en pouvoir calorifique total à celui de l'unité de flash final de la fig. 2. Il en est de même lors de l'utilisation d'unités de production de GNL plus importantes (2 ou 3 GE7).
L'utilisation de la technique de déazotation par colonne a permis d'augmenter de 5,62 % la capacité du train de liquéfaction, pour un surcoût mineur.
<Desc/Clms Page number 26>
Il faut comprendre que c'est l'association de l'utilisation d'une colonne de déazotation Cl et du recyclage de gaz combustible qui mène à ce résultat très encourageant.
La puissance du compresseur de gaz combustible Kl dépend de la taille de l'unité. Elle sera de : - 8087 kW pour une unité de GNL utilisant 1 GE6 associée à 1 GE7, - 10783 kW pour une unité de GNL utilisant 2 GE7, - 16174 kW une unité de GNL utilisant 3 GE7.
Les puissances de ces machines et les problèmes de démarrage font qu'il est souhaitable d'utiliser une turbine à gaz pour entraîner le compresseur de gaz combustible Kl. Les autres performances du procédé sont présentées sur le tableau 6 :
<Desc/Clms Page number 27>
Figure img00270001
<tb>
<tb> Unité <SEP> 1 <SEP> GE7 <SEP> 2 <SEP> GE7 <SEP> 3 <SEP> GE7
<tb> +
<tb> 1 <SEP> GE6
<tb> GNL <SEP> 1
<tb> température C-145, <SEP> 5-145, <SEP> 5-145, <SEP> 5
<tb> débit <SEP> kg/h <SEP> 856350
<tb> GNL <SEP> réfrigéré <SEP> 4
<tb> débit <SEP> kg/h <SEP> 763318
<tb> valeur <SEP> thermique <SEP> basse <SEP> kJ/kg <SEP> 49434 <SEP> 49434 <SEP> 49434
<tb> spécifique
<tb> contenu <SEP> en <SEP> azote <SEP> % <SEP> mol <SEP> 0,06 <SEP> 0,06 <SEP> 0,06
<tb> production <SEP> de <SEP> GNL <SEP> 4, <SEP> valeur <SEP> GJ/h <SEP> 18867 <SEP> 25156 <SEP> 37734
<tb> thermique <SEP> basse <SEP> % <SEP> 105,62 <SEP> 105,62 <SEP> 105,62
<tb> Gaz <SEP> combustible <SEP> 5
<tb> débit <SEP> kg/h <SEP> 46517 <SEP> 62023 <SEP> 93034
<tb> valeur <SEP> 22191
<tb> spécifique
<tb> production <SEP> 2065
<tb> 5, <SEP> basse
<tb> spécifique
<tb> Unité <SEP> de <SEP> déazotation
<tb> puissance <SEP> 16174
<tb> Performances
<tb> puissance <SEP> spécifique <SEP> de <SEP> kJ/kg <SEP> 995 <SEP> 995 <SEP> 995
<tb> production <SEP> de <SEP> GNL
<tb> rapport <SEP> Puissance <SEP> de <SEP> K1/0, <SEP> 0201 <SEP> 0,0201 <SEP> 0,0201
<tb> Production <SEP> de <SEP> GNL <SEP> 4
<tb> Production <SEP> supplémentaire <SEP> de <SEP> kg/h <SEP> 12669 <SEP> 16892 <SEP> 25338
<tb> GNL <SEP> GJ/h <SEP> 1003 <SEP> 1338 <SEP> 2007
<tb>
Tableau 6
Un des problèmes principaux rencontrés dans les installations industrielles de traitement et de liquéfaction de gaz a trait notamment à l'utilisation optimale des appareils de compression, qui représentent
<Desc/Clms Page number 28>
un investissement important, tant du point de vue de l'achat, que du point de vue de la consommation d'énergie. En effet, des compresseurs qui nécessitent une puissance de l'ordre de plusieurs dizaines de milliers de kW se doivent d'être fiables et de pouvoir être utilisés dans des conditions de rendement optimal sur une plage de charge aussi grande que possible. Bien entendu, cette remarque s'applique aussi aux moyens mis en oeuvre pour les faire fonctionner. Ces moyens étant habituellement ici des turbines à gaz, en raison de la gamme de puissances disponibles commercialement.
Les turbines à gaz, pour être efficaces, doivent être utilisées à pleine capacité. En prenant pour exemple une unité de déazotation fonctionnant selon l'un quelconque des modes de réalisation décrit dans les figures 2 et 3, la turbine à gaz entraînant le compresseur Kl devra avoir une puissance maximale adaptée à la puissance requise par le compresseur, afin d'obtenir un rendement de compression le plus favorable possible.
Cependant, il peut arriver qu'une turbine à gaz travaille dans des conditions telles que la puissance délivrée au compresseur soit nettement en dessous de ses capacités.
C'est le cas par exemple lorsqu'une turbine à gaz GE5d, ayant une puissance de 24000 kW est couplée au compresseur Kl lors de la déazotation par flash final ou par séparation dans une colonne. La conséquence de cette sous-utilisation de la turbine est une diminution du rendement énergétique de la compression relativement à la consommation en énergie de la turbine.
Bien entendu, la puissance compresseur Kl varie en fonction de la taille de l'unité, comme cela a été expliqué plus haut. Ainsi, l'utilisation d'une turbine GE5d permet de bénéficier d'un excédent de puissance qui s'élève à : - 15913 kW pour une unité de GNL utilisant 1 turbine GE6 associée à 1 turbine GE7,
<Desc/Clms Page number 29>
Figure img00290001

- 13217 kW pour une unité de GNL utilisant 2 turbines GE7, - 7826 kW pour une unité de GNL utilisant 3 turbines GE7.
Il est donc souhaitable d'utiliser cet excédent d'énergie disponible. Le procédé conforme à l'invention propose notamment d'utiliser la totalité de la puissance disponible pour entraîner le compresseur Kl.
Le procédé selon l'invention permet aussi d'augmenter la température en sortie du procédé de liquéfaction pour l'obtention du flux de GNL 1, et d'utiliser l'excédent de puissance disponible sur la turbine à gaz entraînant Kl afin de refroidir le GNL à moins 1600C.
En outre, le procédé conforme à l'invention permet, du fait de la possibilité d'augmenter la température du GNL 1 produit par exemple selon le procédé APCI, d'augmenter le débit de GNL refroidi à-160 C de façon importante, pouvant aller dans certains cas jusqu'à environ 40 %.
Le procédé de l'invention a le mérite de pouvoir être mis en oeuvre de façon aisée, en raison de la simplicité des moyens nécessaires à sa réalisation.
Un mode de réalisation conforme au procédé de l'invention, mettant en oeuvre une colonne de déazotation Cl, est présenté sur la figure 4, décrite plus haut. Pour une même puissance de turbine entraînant le compresseur Kl, les conditions opératoires vont dépendre de la capacité de l'unité de liquéfaction de gaz naturel.
Un GNL 1 est produit à -140, 5OC par le procédé APCI représenté sur la figure 1. Ce procédé a été mis en oeuvre en utilisant deux turbines à gaz GE7 pour l'entraînement des compresseurs K2 et K3. Ce GNL 1 entre dans l'installation présentée sur la figure 4. Il est détendu jusqu'à 6,1 bar dans la turbine de détente hydraulique X3 entraînant un générateur d'électricité, puis il est refroidi de-141, 2 à -157OC dans un échangeur thermique
<Desc/Clms Page number 30>
E2 par échange de chaleur avec un liquide circulant dans un rebouilleur de fond de colonne 16, pour fournir un GNL refroidi 21. Ce dernier est détendu à 1,15 bar dans une vanne 21 pour l'obtention d'un flux détendu 2 qui alimente une colonne Cl en mélange avec un flux 22, comme indiqué plus haut dans la description des figures.
Le flux de GNL 4, soutiré en pied de colonne Cl, comporte 0,00% d'azote.
Le gaz combustible 3, est réchauffé à -34 OC dans l'échangeur El, puis est comprimé à 29 bar dans le compresseur Kl pour alimenter un réseau de gaz combustible.
Une première différence avec le procédé connu provient de la quantité de gaz comprimé 6 prélevé du flux de gaz combustible 5 : elle s'élève maintenant à environ 73 %. Ce gaz comprimé 6 est comprimé à 38,2 bar dans le compresseur XK1 pour fournir une fraction 7. Cette dernière est refroidie à 37 C dans un échangeur à eau 24 puis est séparée en deux courants 8 et 9.
Le courant 8, majoritaire, qui représente 70 % du flux 7, est refroidi à -82OC par passage dans l'échangeur El, puis alimente la turbine Xl, couplée au compresseur XK1. Le flux détendu en sortie de turbine 10, à une pression de 9 bar et une température de -138OC est réchauffé dans l'échangeur El à 32OC, puis alimente le compresseur Kl à un étage à moyenne pression 11 qui est le troisième étage.
Le courant 9, minoritaire, qui représente 30 % du flux 7, est liquéfié et refroidi jusqu'à -1600C et retourne à la colonne de déazotation Cl.
Figure img00300001
Le gaz combustible produit représente 1400 GJ/h, il est identique en pouvoir calorifique total à celui de l'unité de flash final. L'utilisation de la technique de déazotation et du procédé de l'invention a permis d'augmenter de 11, 74 % la capacité du train de liquéfaction, pour un surcoût raisonnable.
<Desc/Clms Page number 31>
Il faut comprendre que c'est l'association d'une utilisation d'une colonne de déazotation, du recyclage de gaz combustible comprimé et du cycle à turbine de détente qui mène à ce résultat très surprenant.
Pour les autres tailles d'unité de production de GNL, les résultats sont présentés dans le tableau 7 :
Figure img00310001
<tb>
<tb> Unité <SEP> 1 <SEP> GE7 <SEP> 2 <SEP> GE7 <SEP> 3 <SEP> GE7
<tb> +
<tb> 1 <SEP> GE6
<tb> GNL <SEP> 1
<tb> température C-138, <SEP> 5-140, <SEP> 5-143, <SEP> 5
<tb> débit <SEP> kg/h <SEP> 875470
<tb> GNL <SEP> réfrigéré <SEP> 4
<tb> débit <SEP> kg/h <SEP> 781438
<tb> valeur <SEP> thermique <SEP> basse <SEP> spécifique <SEP> kJ/kg <SEP> 49479 <SEP> 49479 <SEP> 49474
<tb> contenu <SEP> en <SEP> azote <SEP> % <SEP> mol <SEP> 0,00 <SEP> 0,00 <SEP> 0,00
<tb> production <SEP> de <SEP> GNL <SEP> 4, <SEP> valeur <SEP> GJ/h <SEP> 20465 <SEP> 26613 <SEP> 38661
<tb> thermique <SEP> basse <SEP> % <SEP> 114,57 <SEP> 111,74 <SEP> 108, <SEP> 21
<tb> Gaz <SEP> combustible <SEP> 5
<tb> débit <SEP> kg/h <SEP> 48713 <SEP> 64994 <SEP> 94055
<tb> valeur <SEP> thermique <SEP> basse <SEP> spécifique <SEP> kJ/kg <SEP> 21008 <SEP> 21535 <SEP> 21521
<tb> production <SEP> de <SEP> gaz <SEP> combustible <SEP> 5, <SEP> GJ/h <SEP> 1023 <SEP> 1400 <SEP> 2024
<tb> valeur <SEP> thermique <SEP> basse <SEP> spécifique
<tb> Unité <SEP> de <SEP> déazotation
<tb> puissance <SEP> du <SEP> compresseur <SEP> K1 <SEP> kW <SEP> 23963 <SEP> 23970 <SEP> 23990
<tb> puissance <SEP> du <SEP> détendeur <SEP> Xl <SEP> kW <SEP> 2835 <SEP> 2058 <SEP> 1175
<tb> Performances
<tb> puissance <SEP> spécifique <SEP> de <SEP> kJ/kg <SEP> 1056 <SEP> 1030 <SEP> 983
<tb> production <SEP> de <SEP> GNL
<tb> rapport <SEP> 0,0199
<tb> Production <SEP> de <SEP> GNL <SEP> 4
<tb> Production <SEP> 43458
<tb> GJ/h <SEP> 2602 <SEP> 2795 <SEP> 2934
<tb>
Tableau 7
<Desc/Clms Page number 32>
On observe que les augmentations de capacité sont de : - 14, 2 % pour une unité de GNL utilisant une turbine GE7 associée à une turbine GE6,
Figure img00320001

11, 7 % pour une unité de GNL utilisant deux turbines GE7, 8, 21 % pour une unité de GNL utilisant trois turbines GE7.
Le procédé selon l'invention présente en outre un intérêt considérable pour la régulation de la quantité de gaz combustible produite. En effet, il est dès lors possible d'avoir une production soutenue de gaz combustible, comme cela est montré par un exemple chiffré dans le tableau 8, ci-après :
<Desc/Clms Page number 33>
Figure img00330001
<tb>
<tb> Unité <SEP> 2 <SEP> GE7
<tb> GNL <SEP> 1
<tb> température <SEP> oc <SEP> -135
<tb> débit <SEP> kg/h <SEP> 641176
<tb> GNL <SEP> réfrigéré <SEP> 4
<tb> débit <SEP> kg/h <SEP> 546088
<tb> valeur <SEP> thermique <SEP> basse <SEP> spécifique <SEP> kJ/kg <SEP> 49454
<tb> contenu <SEP> en <SEP> azote <SEP> % <SEP> mol <SEP> 0,00
<tb> production <SEP> de <SEP> GNL <SEP> 4, <SEP> valeur <SEP> thermique <SEP> basse <SEP> GJ/h <SEP> 27006
<tb> % <SEP> 113, <SEP> 39
<tb> Gaz <SEP> combustible <SEP> 5
<tb> débit <SEP> kg/h <SEP> 95092
<tb> valeur <SEP> thermique <SEP> basse <SEP> spécifique <SEP> kJ/kg <SEP> 29361
<tb> production <SEP> de <SEP> gaz <SEP> combustible <SEP> 5, <SEP> valeur <SEP> GJ/h <SEP> 2792
<tb> thermique <SEP> basse <SEP> spécifique
<tb> Unité <SEP> de <SEP> déazotation
<tb> puissance <SEP> du <SEP> compresseur <SEP> KI <SEP> kW <SEP> 23900
<tb> puissance <SEP> 802
<tb> Performances
<tb> puissance <SEP> 1014
<tb> rapport <SEP> Puissance <SEP> de <SEP> Kl/Production <SEP> de <SEP> GNL <SEP> 4 <SEP> 0, <SEP> 0205
<tb> Production <SEP> supplémentaire <SEP> de <SEP> GNL <SEP> kg/h <SEP> 54103
<tb> GJ/h <SEP> 3188
<tb>
Tableau 8
On constate que lorsque la quantité de gaz combustible passe de 1400 à 2800 GJ/h, il est alors possible d'augmenter la capacité de 13,39 %, c'est à dire que 1,65 % d'augmentation de capacité (13,39 % moins 11,74 %) sont dus à l'augmentation de production de gaz combustible.
Un autre mode de réalisation conforme au procédé de l'invention, mettant en oeuvre une colonne de déazotation Cl, est présenté sur la figure 5, décrite plus haut. A la
<Desc/Clms Page number 34>
différence de la figure 4, ce mode de réalisation met en jeu un ballon séparateur V2.
Le GNL 1, de composition B obtenu à-140, 50C sous une pression de 48,0 bar avec un débit de 33294
Figure img00340001

kmol/h, est détendu à 6, 1 bar et moins 141, 25 C dans la turbine hydraulique X3, puis est à nouveau détendu à 5, 1 bar et -143, 39OC dans la vanne 18, pour fournir le flux détendu 2.
Le flux 2 (33294 kmol/h) est mélangé au flux 35 (2600 kmol/h) pour l'obtention du flux 36 (35894 kmol/h), à -146, 55OC.
Le flux 35 est composé de 42,97 % d'azote, de 57,02 % de méthane et de 0,01 % d'éthane.
Le flux 36, qui est composé de 6,79 % d'azote, 85,83 % de méthane, 4,97 % d'éthane, 1,71 % de propane, 0,27 % d'isobutane et de 0,44 % de n-butane, est séparé dans le ballon V2 en la deuxième fraction de tête 12 (1609 kmol/h), et en la deuxième fraction de pied 13 (34285 kmol/h).
Le flux 12 (45,58 % d'azote, 54,4 % de méthane et 0,02 % d'éthane) est réchauffé jusqu'à 33 C dans l'échangeur El, pour fournir un flux 37 qui alimente, à 4,9 bar, le compresseur Kl à l'étage à moyenne pression 14.
Le flux 13 (4, 97 % d'azote, 87,30 % de méthane, 5,20 % d'éthane, 1,79 % de propane, 0,28 % d'isobutane et de 0,46 % de n-butane) est refroidi dans l'échangeur thermique E2 pour fournir le flux 20 à -157OC et 4,6 bar. Ce dernier est détendu dans la vanne 28 pour l'obtention
Figure img00340002

du flux 29 à -165, 21 oC et 1, 15 bar, qui est introduit dans la colonne Cl.
La colonne Cl produit en tête la première fraction de tête 3 (4032 kmol/h) à -165, 13OC. La fraction 3 (41,73 % d'azote et 58,27 % de méthane) est réchauffée dans l'échangeur El pour donner le flux 41 à -63, 7OC et 1,05 bar. Le flux 41 alimente l'aspiration basse pression 15 du compresseur Kl.
<Desc/Clms Page number 35>
Figure img00350001
La colonne Cl produit la première fraction de pied 4 à -159, 01OC et 1, 15 bar avec un débit de 30253 kmol/h.
Cette fraction 4 (0,07 % d'azote, 91,17 % de méthane, 5,90 % d'éthane, 2,03 % de propane, 0,32 % d'isobutane et de 0,52 % de n-butane) est pompée par la pompe Pl pour fournir une fraction 39 à 4,15 bar et -158, 86OC, puis quitte l'installation.
Figure img00350002
La colonne Cl est équipée du rebouilleur de fond de colonne 16, qui refroidit le flux 13 pour l'obtention du flux 20.
Le compresseur Kl produit le flux compressé 5 à 37 C et 29 bar avec un débit de 11341 kmol/h. Ce flux de gaz combustible 5 (42,90 % d'azote et 57,09 % de méthane) est séparé en un flux 40, qui représente 3041 kmol/h, qui quitte l'installation, et en un flux 6, qui représente 8300 kmol/h, qui est compressé dans le compresseur XK1.
Le compresseur XK1 produit le flux comprimé 7 à 68, 18 C et 39,7 bar. Le flux 7 est refroidi à 37 C dans l'échangeur à eau 24, puis est séparé en les flux 8 et 9.
Le flux 8 (5700 kmol/h) est refroidi dans l'échangeur El pour donner le flux 25 à -74OC et 38,9 bar.
Le flux 9 (2600 kmol/h) est refroidi dans l'échangeur El pour donner le flux 22 à -155OC et 38,4 bar. Ce dernier est ensuite détendu dans la vanne 23 pour fournir le flux 35 à -168OC et 5,1 bar.
Le flux 25 est détendu dans la turbine de détente XI
Figure img00350003

qui produit la fraction 10 à une température de -139, 7OC et une pression de 8,0 bar. Cette fraction 10 est ensuite réchauffée dans l'échangeur El qui produit la fraction 26
Figure img00350004

à une température de 32 C et une pression de 7, 8 bar.
La fraction 26 alimente le compresseur Kl sur l'étage à moyenne pression 11. Le compresseur K1 et le détendeur XI ont les performances suivantes :
<Desc/Clms Page number 36>
Figure img00360001

Unité de déazotation
Figure img00360002
<tb>
<tb> puissance <SEP> du <SEP> compresseur <SEP> Ksi <SEP> 22007 <SEP> ka
<tb> puissance <SEP> du <SEP> détendeur <SEP> XI <SEP> 2700 <SEP> kW
<tb>
L'utilisation du ballon V2 permet un gain d'environ 2000 kW sur la puissance du compresseur Kl.
De ces études sur le gaz B, riche en azote, il découle du procédé conforme à l'invention que : - l'augmentation de la température du GNL en sortie du procédé de liquéfaction permet d'obtenir une augmentation de capacité de production de GNL de 1,2 % par OC, l'utilisation d'une colonne de déazotation associée à une liquéfaction d'une partie du gaz combustible produit est beaucoup plus efficace qu'un flash final, - la saturation de la puissance de la turbine à gaz attelée au compresseur Kl par l'utilisation du nouveau procédé permet d'obtenir un gain important de capacité de production de GNL, - l'augmentation de la quantité de gaz combustible produit permet d'obtenir une augmentation supplémentaire de la capacité de production de GNL, - l'ajout du ballon séparateur V2 permet d'améliorer la charge du compresseur Kl et de baisser le coût de son utilisation.
L'étude suivante concerne l'utilisation du gaz A pauvre en azote, dans laquelle l'unité de flash final ne produit pas de gaz combustible.
De façon connue, du gaz naturel contenant très peu d'azote ne nécessite pas l'utilisation d'un flash final.
Le GNL peut alors être produit directement à-160 C et être expédié vers le stockage après détente dans une turbine hydraulique, par exemple semblable à X3 : Il s'agit de la technique du sous-refroidissement poussé.
<Desc/Clms Page number 37>
Lorsqu'on choisit le sous refroidissement poussé, les sources de gaz combustible peuvent être d'origines diverses : - gaz de tête de déméthaniseur, gaz de tête de colonne de stabilisation des condensats, - gaz d'évaporation des bacs de stockage, - gaz de régénération des sécheurs de gaz naturel, etc.
Il n'est alors plus possible d'ajouter une source de gaz combustible sans créer un risque d'excédent de gaz combustible. Si on désire augmenter la capacité de la ligne de production de GNL en augmentant la température du GNL produit par le procédé de liquéfaction, il faut mettre en place un procédé qui ne produise pas ou peu de gaz combustible.
Le procédé conforme à l'invention permet d'atteindre ce but. Il permet d'augmenter la température du GNL en sortie de procédé de liquéfaction et par conséquent d'augmenter le débit de GNL refroidi 4, produit à des fins de stockage.
Ce procédé est présenté à la figure 6, et a été décrit plus haut. Pour une même puissance de turbine attelée au compresseur Kl, les conditions opératoires vont dépendre de la capacité de l'unité de liquéfaction.
Le cas d'une utilisation de GNL 1 provenant d'une unité de production de GNL comportant 2 turbines GE7 est décrit ci-après à titre d'exemple :
Le GNL 1 à une température de -147OC est détendu à 2,7 bar dans la turbine hydraulique X3 entraînant un générateur électrique, puis subit une seconde détente à 1,15 bar dans la vanne 18, et alimente le ballon de flash VI en mélange avec du GNL provenant de la liquéfaction du gaz combustible comprimé 5.
En fond de ballon VI, le GNL est à -159, 2OC et 1,15 bar. Il quitte alors l'installation pour être stocké.
<Desc/Clms Page number 38>
Figure img00380001
Le gaz combustible 3, qui est la première fraction de tête, est réchauffé jusqu'à 32 C dans l'échangeur El avant d'être comprimé à 29 bar dans le compresseur Kl, pour alimenter éventuellement le réseau de gaz combustible. Dans le cas présent, la totalité du gaz combustible est envoyé dans le compresseur XK1 pour fournir le flux comprimé 7 à 41,5 bar. Ce flux est ensuite refroidi à 37 C dans l'échangeur à eau 24, puis est partagé en deux courants 8 et 9.
Le flux 8, qui représente 79 % du flux 7, est refroidi jusqu'à -600C avant d'alimenter la turbine XI attelée au compresseur XK1. La turbine XI fournit le gaz détendu 10, à une pression de 9 bar et une température de - 127OC. Ce flux 10 est réchauffé dans l'échangeur El pour l'obtention d'un flux réchauffé 26, à 32OC, puis alimente le compresseur Kl sur l'aspiration de son troisième étage.
Le flux 9, qui représente 21 % du flux 7, est liquéfié et refroidi jusqu'à -141OC dans l'échangeur El et retourne dans le ballon de flash VI.
L'utilisation du nouveau procédé a permis d'augmenter de 15,82 % la capacité du train de liquéfaction, pour un surcoût raisonnable.
Il faut comprendre que c'est l'association du recyclage de gaz combustible comprimé et du cycle à turbine de détente qui mène à ce résultat très surprenant.
Pour des unités de production de GNL de taille différente, les résultats sont présentés dans : - le tableau 9, qui correspond aux caractéristiques d'une unité fonctionnant selon le mode de réalisation du procédé de l'invention tel que présenté sur la figure 6, - le tableau 10, donné à titre de comparaison, qui présente les caractéristiques d'une unité de réfrigération de GNL par la technique du sous refroidissement poussé.
<Desc/Clms Page number 39>
Figure img00390001
<tb>
<tb>
Unité <SEP> 1 <SEP> GE7 <SEP> 2 <SEP> GE7 <SEP> 3 <SEP> GE7
<tb> +
<tb> 1 <SEP> GE6
<tb> GNL <SEP> 1
<tb> température <SEP> oc-144-147-151
<tb> débit <SEP> kg/h <SEP> 799127
<tb> GNL <SEP> réfrigéré <SEP> 4
<tb> débit <SEP> kg/h <SEP> 799127
<tb> valeur <SEP> thermique <SEP> basse <SEP> kJ/kg <SEP> 49334 <SEP> 49334 <SEP> 49334
<tb> spécifique
<tb> contenu <SEP> en <SEP> azote <SEP> % <SEP> mol <SEP> 0,10 <SEP> 0,10 <SEP> 0,10
<tb> production <SEP> de <SEP> GNL <SEP> 4, <SEP> valeur <SEP> GJ/h <SEP> 21256 <SEP> 27455 <SEP> 39424
<tb> thermique <SEP> basse <SEP> % <SEP> 100 <SEP> 115,82 <SEP> 110,87
<tb> Gaz <SEP> 5
<tb> débit <SEP> kg/h <SEP> 0 <SEP> 0 <SEP> 0
<tb> valeur <SEP> 0
<tb> spécifique
<tb> production <SEP> 0
<tb> 5, <SEP> basse
<tb> spécifique
<tb> Unité <SEP> final
<tb> puissance <SEP> du <SEP> compresseur <SEP> Kl <SEP> kW <SEP> 24000 <SEP> 24000 <SEP> 23543
<tb> puissance <SEP> 4850
<tb> Performances
<tb> puissance <SEP> 984
<tb> production <SEP> de <SEP> GNL <SEP> 4
<tb> rapport <SEP> Puissance <SEP> de <SEP> 0,0206 <SEP> 0,0202 <SEP> 0,0199
<tb> Kl/Production <SEP> de <SEP> GNL <SEP> 4
<tb> Production <SEP> supplémentaire <SEP> de <SEP> kg/h <SEP> 70489 <SEP> 76010 <SEP> 78381
<tb> GNLGJ/h <SEP> 3477 <SEP> 3749 <SEP> 3866
<tb>
Tableau 9
<Desc/Clms Page number 40>
Figure img00400001
<tb>
<tb> Unité <SEP> 1 <SEP> GE7 <SEP> 2 <SEP> GE7 <SEP> 3 <SEP> GE7
<tb> +
<tb> 1 <SEP> GE6
<tb> GNL <SEP> 1
<tb> température <SEP> oc-160-160-160
<tb> débit <SEP> kg/h <SEP> 360373 <SEP> 480496 <SEP> 720746
<tb> GNL <SEP> réfrigéré <SEP> 4
<tb> débit <SEP> kg/h <SEP> 360373 <SEP> 480496 <SEP> 720746
<tb> valeur <SEP> 49334
<tb> spécifique
<tb> contenu <SEP> 0,10
<tb> production <SEP> de <SEP> GNL <SEP> 4, <SEP> valeur <SEP> GJ/h <SEP> 17779 <SEP> 23705 <SEP> 35558
<tb> thermique <SEP> basse <SEP> % <SEP> 100,00 <SEP> 100,00 <SEP> 100,00
<tb> Gaz <SEP> combustible <SEP> 5
<tb> débit <SEP> kg/h <SEP> 0 <SEP> 0 <SEP> 0
<tb> valeur <SEP> 0
<tb> spécifique
<tb> production <SEP> 0
<tb> 5, <SEP> basse
<tb> spécifique
<tb> Unité <SEP> de <SEP> flash <SEP> final
<tb> puissance <SEP> 0 <SEP> 0 <SEP> 0
<tb> puissance <SEP> 0
<tb> performances
<tb> puissance <SEP> 973
<tb> production <SEP> de <SEP> GNL <SEP> 4
<tb> rapport <SEP> 0,0197
<tb> Kl/Production <SEP> de <SEP> GNL <SEP> 4
<tb> Production <SEP> supplémentaire <SEP> de <SEP> kg/h <SEP> 0 <SEP> 0 <SEP> 0
<tb> GNLGJ/h <SEP> 000
<tb>
Tableau 10
<Desc/Clms Page number 41>
Les augmentations de capacité pour l'utilisation d'une installation conforme au procédé de l'invention, par rapport à la technique du sous refroidissement poussé sont les suivantes : - 19, 6 % pour une unité de GNL utilisant 1 turbine GE6 associée à une turbine GE7, - 15, 8 % pour une unité de GNL utilisant 2 turbines GE7, - 10, 9 % pour une unité de GNL utilisant 3 turbines GE7.
Le mode de réalisation du procédé conforme à l'invention selon la figure 6 permet également la production de gaz combustible, lorsque cela est souhaité.
Cette éventualité est illustrée par un exemple chiffré dans le tableau 11, ci-après :
<Desc/Clms Page number 42>
Figure img00420001
<tb>
<tb> Unité <SEP> 1 <SEP> GE7 <SEP> +
<tb> 1 <SEP> GE6
<tb> GNL <SEP> 1
<tb> température <SEP> oc <SEP> -143
<tb> débit <SEP> kg/h <SEP> 583534
<tb> GNL <SEP> réfrigéré <SEP> 4
<tb> débit <SEP> kg/h <SEP> 567402
<tb> valeur <SEP> thermique <SEP> basse <SEP> spécifique <SEP> kJ/kg <SEP> 49351
<tb> contenu <SEP> en <SEP> azote <SEP> % <SEP> mol <SEP> 0,06
<tb> production <SEP> de <SEP> GNL <SEP> 4, <SEP> valeur <SEP> thermique <SEP> basse <SEP> GJ/h <SEP> 28002
<tb> % <SEP> 118,13
<tb> Gaz <SEP> combustible <SEP> 5
<tb> débit <SEP> kg/h <SEP> 16132
<tb> valeur <SEP> spécifique <SEP> kJ/kg <SEP> 48659
<tb> production <SEP> de <SEP> gaz <SEP> combustible <SEP> 5, <SEP> valeur <SEP> GJ/h <SEP> 785
<tb> thermique <SEP> basse <SEP> spécifique
<tb> Unité <SEP> de <SEP> flash <SEP> final
<tb> puissance <SEP> du <SEP> compresseur <SEP> Kl <SEP> kW <SEP> 23888
<tb> puissance <SEP> 3520
<tb> Performances
<tb> puissance <SEP> spécifique <SEP> de <SEP> production <SEP> de <SEP> GNL <SEP> 4 <SEP> kJ/kg <SEP> 976
<tb> rapport <SEP> Puissance <SEP> de <SEP> Kl/Production <SEP> de <SEP> GNL <SEP> 4 <SEP> 0, <SEP> 0198
<tb> Production <SEP> supplémentaire <SEP> de <SEP> GNL <SEP> kg/h <SEP> 86906
<tb> GJ/h <SEP> 4297
<tb>
Tableau 11
Lorsque la production de gaz combustible passe de 0 à 785 GJ/h, il est alors possible d'augmenter la capacité de 18,13 %, c'est à dire que 2,31 % d'augmentation de capacité (18,13 % moins 15,82 %) sont dus à la production de gaz combustible. Ce résultat est beaucoup plus net que celui obtenu avec une installation de déazotation.
Un autre mode de réalisation conforme au procédé de l'invention, mettant en oeuvre une colonne de déazotation Cl, est présenté sur la figure 7, décrite plus haut. A la
<Desc/Clms Page number 43>
différence de la figure 6, ce mode de réalisation met en jeu un ballon séparateur V2.
Le GNL 1, de composition obtenu à -147OC sous une pression de 48,0 bar avec un débit de 30885 kmol/h,
Figure img00430001

est détendu à 2, 7 bar et moins 147, 63 C dans la turbine hydraulique X3, puis est à nouveau détendu à 2, 5 bar et moins 148, 33 C dans la vanne 18, pour fournir le flux détendu 2.
Le flux 2 (30885 kmol/h) est mélangé au flux 35 (3127 kmol/h) pour l'obtention du flux 36 (34012 kmol/h), à -149, 00oC.
Le flux 35 est composé de 3,17 % d'azote, de 96, 82 % de méthane et de 0,01 % d'éthane.
Le flux 36, qui est composé de 0,38 % d'azote, 91,90 % de méthane, 4,09 % d'éthane, 2,27 % de propane, 0,54 % d'isobutane et de 0,82 % de n-butane, est séparé dans le ballon V2 en la deuxième fraction de tête 12 (562 kmol/h), et en la deuxième fraction de pied 13 (33450 kmol/h).
Le flux 12 (5,41 % d'azote, 94,57 % de méthane et 0,02 % d'éthane) est réchauffé jusqu'à 34 C dans l'échangeur El, pour fournir un flux 37 qui alimente, à
Figure img00430002

2, 4 bar, le compresseur Kl à l'étage à moyenne pression 14.
Le flux 13 (0,03 % d'azote, 91,85 % de méthane, 4,16 % d'éthane, 2,31 % de propane, 0,55 % d'isobutane et de 0,83 % de n-butane) est détendu dans la vanne 28 pour
Figure img00430003

l'obtention du flux 29 à -159, 17OC et 1, 15 bar, qui est introduit dans le ballon séparateur VI.
Le ballon Vl produit en tête la première fraction de tête 3 (2564 kmol/h) à -159, 17OC. La fraction 3 (2, 72 % d'azote, 97, 27 % de méthane et 0, 01 % d'éthane) est réchauffée dans l'échangeur El pour donner le flux 41 à moins 32, 21 oC et 1, 05 bar. Le flux 41 alimente l'aspiration basse pression 15 du compresseur Kl.
Le ballon V1 produit la première fraction de pied 4 à -159, 17OC et 1,15 bar avec un débit de 30886 kmol/h.
<Desc/Clms Page number 44>
Cette fraction 4 (0, 10 % d'azote, 91, 40 % de méthane, 4, 50 % d'éthane, 2, 50 % de propane, 0, 60 % d'isobutane et de 0,90 % de n-butane) est pompée par la pompe Pl pour fournir une fraction 39 à 4,15 bar et -159, 02OC, puis quitte l'installation.
Figure img00440001
Le compresseur Kl produit le flux compressé 5 à 37 C et 29 bar avec un débit de 13426 kmol/h. Ce flux de gaz combustible 5 (3,18 % d'azote, 96,81 % de méthane et 0,01 % d'éthane) est compressé en totalité dans le compresseur XK1, sans production de gaz combustible 40.
Le compresseur XK1 produit le flux comprimé 7 à 72, 51 C et 42,7 bar. Le flux 7 est refroidi à 37 C dans l'échangeur à eau 24, puis est séparé en les flux 8 et 9.
Le flux 8 (10300 kmol/h) est refroidi dans l'échangeur El pour donner le flux 25 à -56OC et 41,9 bar.
Le flux 9 (3126 kmol/h) est refroidi dans l'échangeur El pour donner le flux 22 à -141OC et 41,4 bar. Ce dernier est ensuite détendu dans la vanne 23 pour fournir le flux 35 à -152, 37OC et 2,50 bar.
Le flux 25 est détendu dans la turbine de détente XI
Figure img00440002

qui produit la fraction 10 à une température de -129, 65OC et une pression de 8,0 bar. Cette fraction 10 est ensuite réchauffée dans l'échangeur El qui produit la fraction 26 à une température de 34 C et une pression de 7,8 bar.
La fraction 26 alimente le compresseur Kl sur l'aspiration de l'étage à moyenne pression 11. Le compresseur Kl et le détendeur XI ont les performances suivantes : Unité de déazotation Kl
Figure img00440003
<tb>
<tb> puissance <SEP> du <SEP> compresseur <SEP> Kl <SEP> 23034 <SEP> kW
<tb> puissance <SEP> du <SEP> détendeur <SEP> Xl <SEP> 2700 <SEP> kW
<tb>
L'utilisation du ballon V2 permet un gain d'environ 1000 kW sur la puissance du compresseur Kl.
<Desc/Clms Page number 45>
Enfin, de ces études sur le gaz A, pauvre en azote, il découle du procédé conforme à l'invention que : - l'augmentation de la température du GNL en sortie du procédé de liquéfaction permet d'obtenir une augmentation de capacité de production de GNL de 1,2 % par OC, ce résultat étant identique à celui obtenu avec le gaz A,
Figure img00450001

- l'utilisation d'un flash final (ballon VI) et la saturation de la puissance de la turbine à gaz entraînant le compresseur Kl permet d'obtenir, grâce au procédé de l'invention, un gain important de capacité de production de GNL, sans produire de gaz combustible, - la production de gaz combustible permet d'obtenir une augmentation de la capacité de production de GNL. Ce gain est non négligeable et peut s'avérer un facteur décisif, l'ajout du ballon séparateur V2 permet d'améliorer la charge du compresseur Kl et de réduire le coût de son utilisation.

Claims (13)

REVENDICATIONS
1. Procédé de réfrigération d'un gaz naturel liquéfié (1) sous pression contenant du méthane et des hydrocarbures en C2 et supérieurs, comprenant une première étape (I) dans laquelle (Ia) on détend ledit gaz naturel liquéfié (1) sous pression pour fournir un flux de gaz naturel liquéfié détendu (2), dans laquelle (Ib) on sépare ledit gaz naturel liquéfié détendu (2) en une première fraction de tête (3) relativement plus volatile, et une première fraction de pied (4) relativement moins volatile, dans laquelle (Ic) la première fraction de pied (4) constituée de gaz naturel liquéfié réfrigéré est collectée, dans laquelle (Id) on réchauffe, on comprime dans un premier compresseur (Kl) et on refroidit la première fraction de tête (3) pour fournir une première fraction comprimée (5) de gaz combustible qui est collectée, dans laquelle (le) on prélève de la première fraction comprimée (5) une deuxième fraction comprimée (6) qui est ensuite refroidie puis mélangée au flux de gaz naturel liquéfié détendu (2), caractérisé en ce qu'il comprend une deuxième étape (II) dans laquelle (lia) la deuxième fraction comprimée (6) est comprimée dans un second compresseur (XK1) couplé à une turbine de détente (XI) pour fournir une troisième fraction comprimée (7), dans laquelle (IIb) la troisième fraction comprimée (7) est refroidie puis séparée en une quatrième fraction comprimée (8) et en une cinquième fraction comprimée (9), dans laquelle (IIc) la quatrième fraction comprimée (8) est refroidie et détendue dans la turbine de détente (XI) couplée au second compresseur (XK1) pour fournir une fraction détendue (10) qui est ensuite réchauffée puis introduite à un premier étage à moyenne pression (11) du compresseur (Kl), et dans laquelle (IId) la cinquième fraction comprimée (9) est refroidie puis mélangée au flux de gaz naturel liquéfié détendu (2).
<Desc/Clms Page number 47>
2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le flux de gaz naturel liquéfié détendu (2) est séparé avant l'étape (Ib) en une deuxième fraction de tête (12) et en une deuxième fraction de pied (13), en ce que la deuxième fraction de tête (12) est réchauffée puis introduite dans le premier compresseur (Kl) à un deuxième étage à moyenne pression (14) intermédiaire entre le premier étage à moyenne pression (11) et un étage à basse pression (15), et en ce que la deuxième fraction de pied (13) est séparée en la première fraction de tête (3) et en la première fraction de pied (4).
3. Procédé selon la revendication 1 ou la revendication 2, caractérisé en ce que chaque étape de compression est suivie d'une étape de refroidissement.
4. Gaz naturel liquéfié réfrigéré (4) obtenu par le procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes.
5. Gaz combustible (5) obtenu par le procédé selon l'une quelconque des revendications 1-3.
6. Installation de réfrigération d'un gaz naturel liquéfié (1) sous pression contenant du méthane et des hydrocarbures en C2 et supérieurs, comprenant des moyens pour effectuer une première étape (I) dans laquelle (la) on détend ledit gaz naturel liquéfié (1) sous pression pour fournir un flux de gaz naturel liquéfié détendu (2), dans laquelle (Ib) on sépare ledit gaz naturel liquéfié détendu (2) en une première fraction de tête (3) relativement plus volatile, et une première fraction de pied (4) relativement moins volatile, dans laquelle (Ic) la première fraction de pied (4) constituée de gaz naturel liquéfié réfrigéré est collectée, dans laquelle (Id) on réchauffe, on comprime dans un premier compresseur (Kl) et on refroidit la première fraction de tête (3) pour fournir une première fraction comprimée (5) de gaz combustible qui est collectée, dans laquelle (le) on prélève de la première fraction comprimée (5) une deuxième fraction comprimée (6) qui est ensuite refroidie
<Desc/Clms Page number 48>
puis mélangée au flux de gaz naturel liquéfié détendu (2), caractérisée en ce qu'elle comprend des moyens pour effectuer une deuxième étape (II) dans laquelle (lisa) la deuxième fraction comprimée (6) est comprimée dans un second compresseur (XK1) couplé à une turbine de détente (XI) pour fournir une troisième fraction comprimée (7), dans laquelle (IIb) la troisième fraction comprimée (7) est refroidie puis séparée en une quatrième fraction comprimée (8) et en une cinquième fraction comprimée (9), dans laquelle (IIc) la quatrième fraction comprimée (8) est refroidie et détendue dans la turbine de détente (XI) couplée au second compresseur (XK1) pour fournir une fraction détendue (10) qui est ensuite réchauffée puis introduite à un premier étage à moyenne pression (11) du compresseur (Kl), et dans laquelle (IId) la cinquième fraction comprimée (9) est refroidie puis mélangée au flux de gaz naturel liquéfié détendu (2).
7. Installation selon la revendication 6, caractérisée en ce qu'elle comprend des moyens pour séparer le flux de gaz naturel liquéfié détendu (2) avant l'étape (Ib) en une deuxième fraction de tête (12) et en une deuxième fraction de pied (13), en ce qu'elle comprend des moyens pour réchauffer puis introduire la deuxième fraction de tête (12) dans le premier compresseur (Kl) à un deuxième étage à moyenne pression (14) intermédiaire entre le premier étage à moyenne pression (11) et un étage à basse pression (15), et en ce qu'elle comprend des moyens pour séparer la deuxième fraction de pied (13) en la première fraction de tête (3) et en la première fraction de pied (4).
8. Installation selon la revendication 6 ou la revendication 7, caractérisée en ce que la première fraction de tête (3) et la première fraction de pied (4) sont séparées dans un premier ballon séparateur (xi).
9. Installation selon la revendication 6 ou la revendication 7, caractérisée en ce que la première
<Desc/Clms Page number 49>
fraction de tête (3) et la première fraction de pied (4) sont séparées dans une colonne de distillation (cul).
Figure img00490001
10. Installation selon l'une quelconque des revendications 6-9, caractérisée en ce que le flux de gaz naturel liquéfié détendu (2) est séparé en la deuxième fraction de tête (12) et en la deuxième fraction de pied (13) dans un deuxième ballon séparateur (V2).
11. Installation selon la revendication 9, caractérisée en ce que la colonne de distillation (Cl) comporte au moins un rebouilleur latéral et/ou de fond de colonne (16), en ce que du liquide prélevé sur un plateau (17) de la colonne de distillation (Cl) circulant dans ledit rebouilleur (16) est réchauffé dans un échangeur thermique (E2) puis est réintroduit dans la colonne de distillation (Cl) à un étage inférieur audit plateau (17), et en ce que le flux de gaz naturel liquéfié détendu (2) est refroidi dans ledit échangeur thermique (E2).
12. Installation selon l'une quelconque des revendications 6 à 11, caractérisée en ce que le refroidissement de la première fraction de tête (3) et de la fraction détendue (10), et le réchauffement de la quatrième fraction comprimée (8) et de la cinquième fraction comprimée (9), s'effectue dans un seul premier échangeur thermique (El).
13. Installation selon l'une quelconque des revendications 6 à 12, en combinaison avec la revendication 7, caractérisée en ce que la deuxième fraction de tête (12) est réchauffée dans le premier échangeur thermique (El).
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