FR2882129A1 - Installation de regazeification de gaz naturel liquefie - Google Patents

Installation de regazeification de gaz naturel liquefie Download PDF

Info

Publication number
FR2882129A1
FR2882129A1 FR0501646A FR0501646A FR2882129A1 FR 2882129 A1 FR2882129 A1 FR 2882129A1 FR 0501646 A FR0501646 A FR 0501646A FR 0501646 A FR0501646 A FR 0501646A FR 2882129 A1 FR2882129 A1 FR 2882129A1
Authority
FR
France
Prior art keywords
methanol
regasification
heat transfer
exchanger
lng
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Withdrawn
Application number
FR0501646A
Other languages
English (en)
Inventor
Ari Minkkinen
Alexandre Rojey
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Original Assignee
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by IFP Energies Nouvelles IFPEN filed Critical IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority to FR0501646A priority Critical patent/FR2882129A1/fr
Priority to JP2007555662A priority patent/JP2008530472A/ja
Priority to EP06709300A priority patent/EP1853846B1/fr
Priority to ES06709300T priority patent/ES2385575T3/es
Priority to US11/816,288 priority patent/US20080302103A1/en
Priority to PCT/FR2006/000318 priority patent/WO2006087452A1/fr
Priority to KR1020077021367A priority patent/KR20070114167A/ko
Priority to AT06709300T priority patent/ATE553330T1/de
Priority to PT06709300T priority patent/PT1853846E/pt
Publication of FR2882129A1 publication Critical patent/FR2882129A1/fr
Withdrawn legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
    • F17C7/02—Discharging liquefied gases
    • F17C7/04—Discharging liquefied gases with change of state, e.g. vaporisation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
    • F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
    • F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
    • F17C9/04—Recovery of thermal energy
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/01—Pure fluids
    • F17C2221/013—Carbone dioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/035—Propane butane, e.g. LPG, GPL
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0146—Two-phase
    • F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/03—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2223/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0107—Single phase
    • F17C2225/0123—Single phase gaseous, e.g. CNG, GNC
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2225/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2225/035—High pressure, i.e. between 10 and 80 bars
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
    • F17C2227/0323—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid in a closed loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0327—Heat exchange with the fluid by heating with recovery of heat
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0367—Localisation of heat exchange
    • F17C2227/0388—Localisation of heat exchange separate
    • F17C2227/0393—Localisation of heat exchange separate using a vaporiser
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2260/00—Purposes of gas storage and gas handling
    • F17C2260/03—Dealing with losses
    • F17C2260/031—Dealing with losses due to heat transfer
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/05—Regasification

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

La présente invention concerne une installation de regazéification de gaz naturel liquéfié (GNL) comprenant un réservoir (10) de stockage de gaz sous forme liquéfié et un dispositif de regazéification(12) du GNL parcouru par un agent caloporteur et le gaz naturel.Selon l'invention, l'installation comprend un circuit (16) en boucle dans lequel circule l'agent caloporteur sous forme d'un fluide organique à faible viscosité et à bas point de température de cristallisation et en ce que le dispositif de regazéification (12) comprend au moins deux échangeurs (62, 64).

Description

La présente invention se rapporte à une installation de regazéification de
gaz naturel liquéfié et à un procédé utilisé dans une telle installation.
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.
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.
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.
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.
De telles dispositions présentent des inconvénients non négligeables tant au niveau de la préservation de la nature que de l'intégrité des échangeurs.
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.
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.
Ainsi, la présente invention concerne une installation de regazéification de gaz naturel liquéfié comprenant un réservoir de stockage de gaz sous forme liquéfié et un dispositif de regazéification du GNL parcouru par un agent caloporteur et le gaz naturel, caractérisée en ce que l'installation comprend un circuit en boucle dans lequel circule l'agent caloporteur sous forme d'un fluide organique à faible viscosité et à bas point de température de cristallisation et en ce que le dispositif de regazéification comprend au moins deux échangeurs.
L'installation peut comprendre une unité de réchauffage de l'agent caloporteur.
De manière avantageuse, l'unité de réchauffage peut être parcourue par de l'air.
L'agent caloporteur peut posséder une température de cristallisation comprise entre -90 C et -150 C. De manière préférentielle, l'agent caloporteur peut être un alcool comme du méthanol, de l'éthanol ou du propanol.
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.
L'échangeur à contre-courant peut être en deux parties entre lesquelles est intercalé un séparateur de phase.
Au moins l'échangeur à contre courant peut être du type à plaques et 20 ailettes brasées Le circuit de circulation de l'agent caloporteur peut comprendre un échangeur de chauffage additionnel.
Une des utilisations de l'installation pourrait être la liquéfaction d'un hydrocarbure par échange calorifique avec l'agent caloporteur.
L'hydrocarbure peut être sous forme gazeuse après son application à l'entraînement d'une turbine.
Avantageusement, l'hydrocarbure peut être du propane.
Une autre des utilisations de l'installation pourrait être le piégeage de CO2 par l'agent caloporteur.
Préférentiellement, l'agent caloporteur peut être utilisé en tant que solvant 5 du CO2.
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 15 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.
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.
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).
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.
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.
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.
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.
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.
Ainsi, la partie chaude de la boucle 16 est formée par la conduite 24, le 30 réservoir 26, la pompe 18 et la conduite 20, alors que la partie froide de cette boucle comprend la conduite 22.
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.
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.
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 cocourant 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 GNL et de méthanol. Les sorties 66 et 70 sont reliées par les conduites 72, 76 à l'échangeur à contre courant 64 qui est un échangeur à plaques et ailettes brasées, avantageusement en aluminium, et qui comporte les entrées 74, 78 et les sorties 80, et 82 de méthanol et de gaz naturel.
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.
Dans cette variante, le fonctionnement de l'installation est identique à celui décrit en relation avec les figures 1 à 3.
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.
Cette variante se distingue par le fait que la regazéification se réalise en plusieurs étapes. De plus, l'échangeur à contre-courant 64 est en deux parties 64A, 64B et qu'il est prévu un séparateur de phases 84 placé entre ces deux parties d'échangeur.
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 64A de l'échangeur à contre courant 64 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 64B de l'échangeur 64 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 64 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.
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.
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.
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 1:34 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.
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 1128 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.
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.
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.
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.
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.
L'unité de réchauffage 149 comprend des éléments identiques à ceux déjà décrit en relation avec les figures let 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.
L'unité de liquéfaction 150 comprend un condenseur 180 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.
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.
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.
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 lasortie 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.
La présente invention n'est pas limitée aux exemples de réalisation décrits mais englobe toutes variantes et tous équivalents.

Claims (9)

REVENDICATIONS
1) Installation de regazéification de gaz naturel liquéfié (GNL) comprenant un réservoir (10) de stockage de gaz sous forme liquéfié et un dispositif de regazéification (12) du GNL parcouru par un agent caloporteur et le gaz naturel, caractérisée en ce que l'installation comprend un circuit (16) en boucle dans lequel circule l'agent caloporteur sous forme d'un fluide organique à faible viscosité et à bas point de température de cristallisation et en ce que le dispositif de regazéification (12) comprend au moins deux échangeurs (62, 64).
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 l'agent caloporteur est un alcool comme du méthanol, de l'éthanol ou du propanol.
6) Installation de regazéification selon la revendication 1, 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 (64) des échangeurs est à contre courant.
7) Installation de regazéification selon la revendication 6, caractérisée en 30 ce que l'échangeur (64) à contre-courant est en deux parties (64A, 64B) entre lesquelles est intercalé un séparateur de phase (84).
8) Installation de regazéification selon la revendication 6 ou 7, caractérisée en ce que au moins l'échangeur à contre courant (64) est du type à plaques et ailettes brasées.
9) 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).
FR0501646A 2005-02-17 2005-02-17 Installation de regazeification de gaz naturel liquefie Withdrawn FR2882129A1 (fr)

Priority Applications (9)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR0501646A FR2882129A1 (fr) 2005-02-17 2005-02-17 Installation de regazeification de gaz naturel liquefie
JP2007555662A JP2008530472A (ja) 2005-02-17 2006-02-13 液化天然ガス再ガス化プラント
EP06709300A EP1853846B1 (fr) 2005-02-17 2006-02-13 Installation de regazeification de gaz naturel liquefie
ES06709300T ES2385575T3 (es) 2005-02-17 2006-02-13 Instalación de regasificación del gas natural licuado
US11/816,288 US20080302103A1 (en) 2005-02-17 2006-02-13 Liquefied Natural Regasification Plant
PCT/FR2006/000318 WO2006087452A1 (fr) 2005-02-17 2006-02-13 Installation de regazeification de gaz naturel liquefie
KR1020077021367A KR20070114167A (ko) 2005-02-17 2006-02-13 액화 천연 가스 재기화 설비
AT06709300T ATE553330T1 (de) 2005-02-17 2006-02-13 Anlage zur wiederverdampfung von lng
PT06709300T PT1853846E (pt) 2005-02-17 2006-02-13 Instalação de regaseificação de gás natural liquefeito

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR0501646A FR2882129A1 (fr) 2005-02-17 2005-02-17 Installation de regazeification de gaz naturel liquefie

Publications (1)

Publication Number Publication Date
FR2882129A1 true FR2882129A1 (fr) 2006-08-18

Family

ID=35004364

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
FR0501646A Withdrawn FR2882129A1 (fr) 2005-02-17 2005-02-17 Installation de regazeification de gaz naturel liquefie

Country Status (9)

Country Link
US (1) US20080302103A1 (fr)
EP (1) EP1853846B1 (fr)
JP (1) JP2008530472A (fr)
KR (1) KR20070114167A (fr)
AT (1) ATE553330T1 (fr)
ES (1) ES2385575T3 (fr)
FR (1) FR2882129A1 (fr)
PT (1) PT1853846E (fr)
WO (1) WO2006087452A1 (fr)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2008053349A1 (fr) * 2006-11-04 2008-05-08 Dirk Eyermann Système et procédé pour réchauffer de l'eau de mer utilisés avec une vaporisation de gaz naturel liquéfié
FR2929369A1 (fr) * 2008-03-27 2009-10-02 Air Liquide Procede de vaporisation d'un liquide cryogenique par echange de chaleur avec un fluide calorigene
WO2009138579A1 (fr) * 2008-05-16 2009-11-19 Gea Batignolles Technologies Thermiques Système et procédé de vaporisation d'un fluide cryogénique, notamment du gaz naturel liquéfié, à base de co2
WO2011055045A1 (fr) * 2009-11-03 2011-05-12 Gea Batignolles Technologies Thermiques Système de vaporisation d'un fluide cryogénique avec des échangeurs centralisés

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP4677338B2 (ja) * 2005-12-15 2011-04-27 石油コンビナート高度統合運営技術研究組合 冷熱供給方法
WO2008033183A2 (fr) 2006-09-11 2008-03-20 Exxonmobil Upstream Research Company Acheminement et gestion de gaz naturel liquéfié
US20080178611A1 (en) * 2007-01-30 2008-07-31 Foster Wheeler Usa Corporation Ecological Liquefied Natural Gas (LNG) Vaporizer System
NO331474B1 (no) * 2009-11-13 2012-01-09 Hamworthy Gas Systems As Installasjon for gjengassing av LNG
US8707730B2 (en) * 2009-12-07 2014-04-29 Alkane, Llc Conditioning an ethane-rich stream for storage and transportation
DE102010056581B4 (de) * 2010-12-30 2013-04-04 Gea Batignolles Technologies Thermiques Anordnung zur Verdampfung von flüssigem Erdgas
US9903232B2 (en) * 2011-12-22 2018-02-27 Ormat Technologies Inc. Power and regasification system for LNG
EP2708794A1 (fr) * 2012-09-13 2014-03-19 Air Liquide Deutschland GmbH Procédé et dispositif de conditionnement destinés à la préparation discontinue de dioxyde de carbone liquide
NO20151639A1 (en) * 2015-12-01 2017-06-02 Waertsilae Gas Solutions Norway As A plant and method for regasification of LNG
CN107560321B (zh) * 2017-09-15 2023-04-25 长江大学 Bog回收与氮气液化***及工艺方法
CN111188996B (zh) * 2020-02-12 2024-03-19 中海石油气电集团有限责任公司 一种lng接收站浸没燃烧式气化器的低温余热回收装置

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4331129A (en) * 1979-07-05 1982-05-25 Columbia Gas System Service Corporation Solar energy for LNG vaporization
US20030159800A1 (en) * 2002-02-27 2003-08-28 Nierenberg Alan B. Method and apparatus for the regasification of LNG onboard a carrier
US20040194476A1 (en) * 2001-12-19 2004-10-07 Conversion Gas Imports, L.P. Dual gas facility

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3410339A (en) * 1964-05-18 1968-11-12 Cornell Res Foundation Inc Direct contact heat transfer apparatus having evaporator and condensing means
US3364685A (en) * 1965-03-31 1968-01-23 Cie Francaise D Etudes Et De C Method and apparatus for the cooling and low temperature liquefaction of gaseous mixtures
FR1551859A (fr) * 1967-01-23 1969-01-03
US3479832A (en) * 1967-11-17 1969-11-25 Exxon Research Engineering Co Process for vaporizing liquefied natural gas
FR2187702B1 (fr) * 1972-06-13 1976-11-12 Nuovo Pignone Spa
NO158058C (no) * 1978-07-17 1988-07-06 Dut Pty Ltd Fremgangsmaate for fremstilling av gassformede og kondenserte avvannede hydrokarbonprodukter ved metanoltilsetning, avkjoeling og separering.
US4372124A (en) * 1981-03-06 1983-02-08 Air Products And Chemicals, Inc. Recovery of power from the vaporization of natural gas
US4437312A (en) * 1981-03-06 1984-03-20 Air Products And Chemicals, Inc. Recovery of power from vaporization of liquefied natural gas
JP3372277B2 (ja) * 1992-11-11 2003-01-27 三菱重工業株式会社 Ｌｎｇ冷熱による液化二酸化炭素の製造方法
US5417074A (en) * 1993-07-26 1995-05-23 Air Products And Chemicals, Inc. Liquid nitrogen immersion/impingement freezing method and apparatus
US5681360A (en) * 1995-01-11 1997-10-28 Acrion Technologies, Inc. Landfill gas recovery
TW432192B (en) * 1998-03-27 2001-05-01 Exxon Production Research Co Producing power from pressurized liquefied natural gas
EP1208293A4 (fr) * 1999-07-22 2005-10-05 Bechtel Corp Procede et appareil de vaporisation d'un gaz liquide dans une centrale electrique a cycle combine
JP3628309B2 (ja) * 2002-05-21 2005-03-09 川崎重工業株式会社 Ｌｎｇ冷熱利用による炭酸ガスの液化装置

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4331129A (en) * 1979-07-05 1982-05-25 Columbia Gas System Service Corporation Solar energy for LNG vaporization
US20040194476A1 (en) * 2001-12-19 2004-10-07 Conversion Gas Imports, L.P. Dual gas facility
US20030159800A1 (en) * 2002-02-27 2003-08-28 Nierenberg Alan B. Method and apparatus for the regasification of LNG onboard a carrier

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2008053349A1 (fr) * 2006-11-04 2008-05-08 Dirk Eyermann Système et procédé pour réchauffer de l'eau de mer utilisés avec une vaporisation de gaz naturel liquéfié
FR2929369A1 (fr) * 2008-03-27 2009-10-02 Air Liquide Procede de vaporisation d'un liquide cryogenique par echange de chaleur avec un fluide calorigene
WO2009122064A1 (fr) * 2008-03-27 2009-10-08 L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Procédé de vaporisation d'un liquide cryogénique par échange de chaleur avec un fluide calorigène
WO2009138579A1 (fr) * 2008-05-16 2009-11-19 Gea Batignolles Technologies Thermiques Système et procédé de vaporisation d'un fluide cryogénique, notamment du gaz naturel liquéfié, à base de co2
FR2931222A1 (fr) * 2008-05-16 2009-11-20 Batignolles Tech Therm Systeme et procede de vaporisation d'un fluide cryogenique, notamment du gaz naturel liquefie, a base de co2
WO2011055045A1 (fr) * 2009-11-03 2011-05-12 Gea Batignolles Technologies Thermiques Système de vaporisation d'un fluide cryogénique avec des échangeurs centralisés

Also Published As

Publication number Publication date
KR20070114167A (ko) 2007-11-29
PT1853846E (pt) 2012-07-12
EP1853846B1 (fr) 2012-04-11
WO2006087452A1 (fr) 2006-08-24
ES2385575T3 (es) 2012-07-26
JP2008530472A (ja) 2008-08-07
US20080302103A1 (en) 2008-12-11
EP1853846A1 (fr) 2007-11-14
ATE553330T1 (de) 2012-04-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP1853846B1 (fr) Installation de regazeification de gaz naturel liquefie
EP3433530B1 (fr) Installation d'alimentation en gaz combustible d'un organe consommateur de gaz et de liquefaction dudit gaz combustible
EP2875294A2 (fr) Procédé de liquéfaction de gaz naturel avec changement de phase
EP2959242B1 (fr) Station d'abaissement de pression d'un gaz et de liquéfaction du gaz
WO2017037400A1 (fr) Système et procédé de traitement de gaz issu de l'évaporation d'un liquide cryogénique
FR2575812A1 (fr) Procede de production de froid et/ou de chaleur mettant en oeuvre un melange non-azeotropique de fluides dans un cycle a ejecteur
WO2010040940A1 (fr) Procede de regazeification du gaz naturel liquefie avec de l'air ambiant prealablement deshumidifie
EP2288841B1 (fr) Système et procédé de vaporisation d'un fluide cryogénique, notamment du gaz naturel liquéfié, à base de co2
FR2952161A1 (fr) Systeme de vaporisation d'un fluide cryogenique avec des echangeurs centralises
BE875118A (fr) Procede et appareil en vue de vaporiser du gaz naturel liquefie
WO2005105669A1 (fr) Procédé de liquéfaction du dioxyde de 5 carbone solide
FR3074277A1 (fr) Systeme de stockage thermique (sst) par materiaux a changement de phase (mcp) comprenant un dispositif de controle de la cristallisation
WO2021064318A1 (fr) Fluide réfrigérant destiné à un circuit de fluide réfrigérant d'un système de traitement de gaz naturel
FR2536513A1 (fr) Perfectionnements a une installation de chauffage equipee d'une pompe a chaleur a absorption
CA3214186A1 (fr) Dispositif de liquefaction de dihydrogene gazeux pour ouvrage flottant ou terrestre
FR2858830A1 (fr) Procede pour augmenter la capacite et l'efficacite d'installations gazieres du type comprenant une turbine a gaz
FR2869404A1 (fr) Procede de liquefaction du dioxyde de carbone gazeux.
WO2022122982A1 (fr) Procédés de mise sous gaz et d'essais gaz dans une installation de stockage de gaz liquéfié
EP4222366A1 (fr) Système d'alimentation en gaz pour appareils consommateurs de gaz à haute et basse pression
FR3122706A1 (fr) Système d’alimentation d’un consommateur configuré pour être alimenté en un carburant préparé à partir d’un gaz issu de l’évaporation d’un liquide cryogénique comprenant au moins du méthane
FR3101406A1 (fr) Installation de système de liquéfaction de fluide d’hydrocarbures et son système
FR2586083A1 (fr) Procede et dispositif pour ameliorer l'isolation thermique d'une cuve etanche et thermiquement isolante destinee au stockage d'un gaz liquefie
EP2354701A2 (fr) Dispositif et procédé améliorés de récupération de chaleur dans un gaz contenant de la vapeur d'eau
WO2020245510A1 (fr) Installation pour produire du gnl à partir de gaz naturel, support flottant intégrant une telle installation, et procédé correspondant
FR3016195A1 (fr) Dispositif de centrale produisant de l'electricite a auto-regenerescence et ecologique

Legal Events

Date Code Title Description
CD Change of name or company name
ST Notification of lapse

Effective date: 20131031