FR2496754A1 - PROCESS FOR RECOVERING ENERGY, IN ACCORDANCE WITH A RANKINE CYCLE IN SERIES, BY GASIFICATION OF LIQUEFIED NATURAL GAS AND USE OF THE COLD POTENTIAL - Google Patents
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Abstract
Le domaine technique de l'invention est celui des procédés pour récupérer de l'énergie par gazéification de gaz naturel liquéfié et utilisation du potentiel de froid. Le problème technique posé consiste à fournir un tel procédé qui offre une récupération maximale d'énergie. Suivant l'invention, un tel procédé est caractérisé par le fait qu'un premier fluide effectue un premier cycle de Rankine 6, 7, 3, 4 avec comme source de basse température du gaz naturel liquéfié, que l'énergie ainsi produite est récupérée par une première turbine 6 au cours du premier cycle de Rankine, qu un second fluide possédant un point d'ébullition supérieur à celui dudit premier fluide effectue un second cycle de Rankine 9, 4, 10, 11 avec comme source de basse température une partie dudit premier cycle de Rankine, que lesdits premier et second cycles de Rankine sont raccordés en série et qu'une seconde turbine 9 est installée de manière à récupérer de l'énergie au cours du second cycle de Rankine. L'invention est principalement utilisée pour les usages domestiques.The technical field of the invention is that of processes for recovering energy by gasification of liquefied natural gas and use of the cold potential. The technical problem posed consists in providing such a process which offers maximum energy recovery. According to the invention, such a process is characterized in that a first fluid performs a first Rankine cycle 6, 7, 3, 4 with liquefied natural gas as a low temperature source, that the energy thus produced is recovered by a first turbine 6 during the first Rankine cycle, that a second fluid having a boiling point higher than that of said first fluid performs a second Rankine cycle 9, 4, 10, 11 with as a source of low temperature a part of said first Rankine cycle, that said first and second Rankine cycles are connected in series and that a second turbine 9 is installed so as to recover energy during the second Rankine cycle. The invention is mainly used for domestic uses.
Description
Procédé pour récupérer de l'énergie, conformément å un cycle de Rankine en série, par gazéification de gaz naturel liquéfié et utilisation du potentiel de froid.Method for recovering energy, in accordance with a Rankine cycle in series, by gasification of liquefied natural gas and use of the cold potential.
La présente invention concerne un procédé pour récupérer de l'énergie, efficace lors d'un échange d'energie entre un gaz naturel liquéfié et un fluide provenant d'une source de température élevée, en raccordant en série deux types de cycles de Rankine dans le processus de regazeifica- tion du gaz naturel liquéfié. The present invention relates to a method for recovering energy, effective during an energy exchange between a liquefied natural gas and a fluid from a high temperature source, by connecting two types of Rankine cycles in series in the regasification process of liquefied natural gas.
Depuis que l'attention a été attirée sur le gaz naturel liquéfié commue étant un gaz non polluant, la quantité de ce gaz employée pour des usages domestiques a augmenté en passant à 10 millions de tonnes par an. Since attention was drawn to the common liquefied natural gas being a non-polluting gas, the quantity of this gas used for domestic uses has increased to 10 million tonnes per year.
On sait que le gaz naturel liquéfié est stocké en phase liquide et à une température de -1600C. Lorsqu'on utilise le gaz naturel liquéfié comme combustible pour produire de l'électricité ou bien comme gaz de ville, on augmente la pression du gaz naturel liquéfié à un niveau prédéterminé et on le regazéifie à la température ambiante en utilisant une certaine méthode. Lors de cette regazéification du gaz naturel liquéfié, il est nécessaire d'utiliser environ 20 millions de kilocalories pour gazéifier 100 tonnes de gaz naturel li liquéfié, De façon classique, on utilise habituellement une méthode permettant de regazéifier le gaz naturel liquéfié dans un vaporisateur du type à châssis ouvert et dont la source de chaleur est l'eau de mer.Dans ce cas, le potentiel de froid du gaz naturel liquéfié n'a pas été utilisé, mais a seulement été gaspillé et perdu dans la mer. C'est pourquoi, du point de vue des économies d'énergie, on a récemment déve loppé des procédés permettant de récupérer de l'énergie efficace à partir du potentiel de froid du gaz naturel liquéfié. We know that liquefied natural gas is stored in the liquid phase and at a temperature of -1600C. When liquefied natural gas is used as a fuel to generate electricity or as city gas, the pressure of the liquefied natural gas is increased to a predetermined level and regasified at room temperature using a certain method. During this regasification of liquefied natural gas, it is necessary to use approximately 20 million kilocalories to gasify 100 tonnes of liquefied natural gas. Conventionally, a method is usually used to regasify liquefied natural gas in a vaporizer of the open-frame type, the heat source of which is seawater. In this case, the cold potential of liquefied natural gas was not used, but was only wasted and lost in the sea. why, from the point of view of energy savings, processes have recently been developed which make it possible to recover efficient energy from the cold potential of liquefied natural gas.
Ces méthodes sont les suivantes
1 ) - une méthode permettant de récupérer de l'énergie et selon laquelle le gaz naturel liquéfié est gazéifié dans un fluide formé d'un seul composant tel que du propane, en mettant en jeu le cycle de Rankine du fluide formé d'un seul composant en utilisant l'eau de mer comme source de température chaude (demande de brevet japonais publiée sous le nO 126 003);
20) - un procédé pour récupérer de l'énergie et selon lequel le gaz naturel liquéfié est gazéifié dans un fluide formé par un mélange d'azote et d'hydrocarbures légers, mettant en oeuvre le cycle de Rankine du fluide mixte (demande de brevet japonais publiée sous le nO 17 401);;
30) - un procédé pour récupérer de l'énergie et selon lequel la pression du gaz naturel liquéfié est accrue à une valeur de pression élevée, le gaz naturel liquéfié est gazéifie au moyen de l'eau de mer ou analogue et sa pression est réduite à une pression déterminée au moyen d'une turbine;
40) - un procédé pour récupérer de l'énergie selon le cycle de Brayton et selon lequel l'azote est le fluide chaud et le gaz naturel liquéfié est la source de basse température et selon lequel une partie du gaz naturel liquéfié regazéifié est brûlée pour fournir la source de température élevée; et
50) - un procédé pour récupérer de l'énergie au moyen de la méthode utilisant une turbine à gaz ouverte et selon lequel l'air est le fluide chaud, le gaz naturel liquéfié est la source à basse températllre, et selon lequel une partie du gaz naturel liquéfié et regazéifié est brûlée pour former la source à température élevée.These methods are as follows
1) - a method for recovering energy and according to which the liquefied natural gas is gasified in a fluid formed from a single component such as propane, by bringing into play the Rankine cycle of the fluid formed from a single component using seawater as a source of hot temperature (Japanese patent application published under No. 126,003);
20) - a process for recovering energy and according to which the liquefied natural gas is gasified in a fluid formed by a mixture of nitrogen and light hydrocarbons, implementing the Rankine cycle of the mixed fluid (patent application Japanese published under No. 17,401) ;;
30) - a process for recovering energy and in which the pressure of the liquefied natural gas is increased to a high pressure value, the liquefied natural gas is gasified by means of sea water or the like and its pressure is reduced at a pressure determined by means of a turbine;
40) - a process for recovering energy according to the Brayton cycle and according to which nitrogen is the hot fluid and liquefied natural gas is the source of low temperature and according to which part of the regasified liquefied natural gas is burned to providing the high temperature source; and
50) - a process for recovering energy by means of the method using an open gas turbine and according to which air is the hot fluid, liquefied natural gas is the source at low temperature, and according to which part of the liquefied and regasified natural gas is burned to form the source at elevated temperature.
Lors de la mise en oeuvre des procédés 4 et 5, l'énergie obtenue à la sortie est importante du point de vue d'un générateur. Cependant, du point de vue des économies d'énergie, ces procédés ne sont pas toujours avantageux étant donné qu'une partie du gaz naturel liquéfié regazéifié est utilisée en tant que combustible fournissant le gaz de combustion en vue de former la source à température élevée, ce qui entraine une autoconsommation d'énergie. Au contraire, lors de la mise en oeuvre des procédés 1, 2 et 3, l'eau de mer ou analogue est utilisée en tant que source de température élevée et ainsi aucune autoconsommation d'énergie n'est nécessaire. During the implementation of methods 4 and 5, the energy obtained at the output is important from the point of view of a generator. However, from the point of view of energy savings, these methods are not always advantageous since part of the regasified liquefied natural gas is used as fuel supplying the combustion gas in order to form the source at high temperature. , which leads to self-consumption of energy. On the contrary, during the implementation of methods 1, 2 and 3, seawater or the like is used as a source of high temperature and thus no self-consumption of energy is necessary.
Par conséquent, du point de vue global des économies d'énergie, les procédés 1, 2 et 3 sont supérieurs aux procédés 4 et 5. Pour les procédés 1 à 3, il est important de réduire la perte d'énergie efficace accompagnant les échanges thermiques entre le gaz naturel liquéfié et le fluide chaud et entre l'eau de mer et le fluide chaud. Ceci est obtenu grace à une réduction de la différence de température lors de chaque échange thermique. C'est pourquoi dans le cas du procédé 1, il faut utiliser des procédures à étages multiples pour réduire la différence de température lors de l'échange thermique entre le fluide chaud et le gaz naturel liquéfié, comme représenté sur la Fig. 1 annexée à la présente demande, étant donné que le fluide chaud est formé par un seul composant. Consequently, from the overall point of view of energy savings, processes 1, 2 and 3 are superior to processes 4 and 5. For processes 1 to 3, it is important to reduce the efficient energy loss accompanying the exchanges thermal between liquefied natural gas and hot fluid and between seawater and hot fluid. This is achieved by reducing the temperature difference during each heat exchange. This is why in the case of method 1, multistage procedures must be used to reduce the temperature difference during the heat exchange between the hot fluid and the liquefied natural gas, as shown in FIG. 1 annexed to the present application, since the hot fluid is formed by a single component.
Sur cette Fig. 1, la courbe C1 est la courbe de charge thermique du gaz naturel liquéfié, la courbe C2 est la courbe de charge thermique d'un fluide chaud mixte, la courbe C3 est la courbe de charge thermique dans un système à étages multiples ou en série, fournie par un fluide chaud à un composant, et la droite C4 est l'évolution relative à l'eau de mer. Ainsi, ce procédé est désavantageux en raison de son coût élevé.In this Fig. 1, curve C1 is the thermal load curve of liquefied natural gas, curve C2 is the thermal load curve of a mixed hot fluid, curve C3 is the thermal load curve in a multi-stage system or in series , supplied by a hot fluid to a component, and the straight line C4 is the evolution relating to seawater. Thus, this process is disadvantageous because of its high cost.
Dans le cas du procédé 3 à détente directe, le gaz naturel liquéfié doit échanger directement de la chaleur avec l'eau de mer, c ' est-à-dire le fluide constituant la source de température élevée, de telle manière que la différence de température est importante et que les pertes de chaleur efficace sont élevées. Par conséquent, ce procédé n'est pas non plus rentable. D'autre part, dans le cas du procédé 2, la différence de température entre le gaz naturel liquéfié et le fluide chaud peut être conservée à une faible valeur, au moyen d'un ajustement de la composition du fluide mixte chaud. Par conséquent, on peut réduire la perte d'énergie efficace. La courbe T-Q correspondant au procédé 2 est représentée sur la
Fig. 2, annexée à la présente demande.Une partie non récupérée de l'énergie efficace, représentée par la zone hachurée Z, existe lors de l'échange thermique entre l'eau de mer (droite d'évolution C5) servant de source de température élevée et le fluide mixte chaud, dont le cycle est représenté par6, étant donné que l'on prend essentiellement en considération l'échange thermique entre le gaz naturel liquéfié (dont la courbe de charge thermique est C7) et le fluide mixte chaud.In the case of direct expansion method 3, the liquefied natural gas must exchange heat directly with sea water, that is to say the fluid constituting the source of high temperature, so that the difference of temperature is important and that the effective heat losses are high. Therefore, this process is also not profitable. On the other hand, in the case of method 2, the temperature difference between the liquefied natural gas and the hot fluid can be kept at a low value, by means of an adjustment of the composition of the hot mixed fluid. Therefore, one can reduce the efficient energy loss. The TQ curve corresponding to process 2 is shown on the
Fig. 2, annexed to the present application. A non-recovered part of the efficient energy, represented by the hatched zone Z, exists during the heat exchange between the sea water (evolution line C5) serving as a temperature source high and the hot mixed fluid, the cycle of which is represented by 6, since the heat exchange between the liquefied natural gas (whose thermal load curve is C7) and the hot mixed fluid is essentially taken into consideration.
La présente invention résout les problèmes mentionnés précédemment et fournit un procédé perfectionné, basé notamment sur le procédé 2. Un second cycle de Rankine d'un second fluide chaud est formé dans la partie hachurée, entre la source de température élevée et le fluide mixte chaud, comme cela est représenté sur la Fig. 2 (cycle C8). La chaleur est échangée entre le fluide mixte à pression élevée et le second fluide à basse pression, c'est-à-dire que les cycles de
Rankine respectifs des fluides respectifs sont raccords en série, de sorte que la perte d'énergie efficace est réduite et la récuêration en énergie est accrue.The present invention solves the problems mentioned above and provides an improved method, based in particular on method 2. A second Rankine cycle of a second hot fluid is formed in the hatched part, between the high temperature source and the hot mixed fluid. , as shown in FIG. 2 (cycle C8). Heat is exchanged between the mixed fluid at high pressure and the second fluid at low pressure, i.e. the cycles of
The respective rankines of the respective fluids are connected in series, so that the effective energy loss is reduced and the energy recovery is increased.
Dans le processus de raccordement en série, le gaz naturel liquéfié ainsi que le premier fluide mixte à haute pression sont chauffés par le premier fluide mixte à basse pression et sont en outre chauffés par le second fluide à basse pression, dans un échangeur de chaleur à fluides multiples. In the series connection process, the liquefied natural gas and the first high pressure mixed fluid are heated by the first low pressure mixed fluid and are further heated by the second low pressure fluid in a heat exchanger at multiple fluids.
La composition du fluide chaud du premier cycle de
Rankine varie en fonction de la composition du gaz naturel li quéfié devant être gazéifié, de sa température de gazéification, de sa pression et de la température de l'eau de mer servant de source extérieure de température élevée. On prend en considération le rendement global de manière à choisir la différence de température entre le gaz naturel liquéfié et le premier fluide chaud dans l'échangeur de chaleur, dans la plage de températures allant d'environ 3 à 100C, pour l'en- semble du processus. La composition du fluide chaud du second cycle de Rankine est déterminée en fonction de considérations d'économies de manière à rendre maximum l'énergie produite par la turbine du second cycle de Rankine, en fonction de la composition du fluide chaud du premier cycle de Rankine déterminée conformément au fluide indiqué ci-dessus, à la pression de vapeur de ce fluide et à la température de la source xtérieure de température élevée. The composition of the hot fluid of the first cycle of
Rankine varies according to the composition of the liquefied natural gas to be gasified, its gasification temperature, its pressure and the temperature of the sea water serving as an external source of high temperature. The overall efficiency is taken into account so as to choose the temperature difference between the liquefied natural gas and the first hot fluid in the heat exchanger, in the temperature range from approximately 3 to 100C, for the seems of the process. The composition of the hot fluid of the second Rankine cycle is determined according to savings considerations so as to maximize the energy produced by the turbine of the second Rankine cycle, according to the composition of the hot fluid of the first Rankine cycle determined in accordance with the fluid indicated above, the vapor pressure of this fluid and the temperature of the external high temperature source.
L'un des facteurs intervenant dans la sélection des composants constituant chaque fluide chaud tient au fait que les composants peuvent ou non être préparés et sont ou non aisément disponibles sur le site de l'usine. One of the factors involved in selecting the components making up each hot fluid is that the components may or may not be prepared and may or may not be readily available at the factory site.
D'autres caractéristiques et avantages de l'invention ressortiront de la description qui va suivre à titre d'exemples non limitatifs et en regard des dessins annexés, sur lesquels
- la Fig. 1 représente le diagramme températurecharge thermique du gaz naturel liquéfié, qui est gazéifié en utilisant le cycle de Rankine du fluide chaud classique à un seul composant;
- la Fig. 2 est un diagramme température-charge thermique du gaz naturel liquéfié, qui est gazéifié en utilisant le cycle de Rankine d'un fluide chaud classique contenant des composants mélangés;
- la Fig. 3 représente un schéma du système selon la présente invention; et
- la Fig. 4 est un diagramme illustrant la dépendance température-enthalpie du fluide et du gaz naturel de la
Fig. 3.Other characteristics and advantages of the invention will emerge from the description which follows by way of nonlimiting examples and with reference to the appended drawings, in which
- Fig. 1 shows the temperature diagram for thermal load of liquefied natural gas, which is gasified using the Rankine cycle of the conventional hot fluid with one component;
- Fig. 2 is a temperature-thermal load diagram of liquefied natural gas, which is gasified using the Rankine cycle of a conventional hot fluid containing mixed components;
- Fig. 3 shows a diagram of the system according to the present invention; and
- Fig. 4 is a diagram illustrating the temperature-enthalpy dependence of the fluid and the natural gas of the
Fig. 3.
On va décrire en détail, en référence à la Fig. 3, un mode d'exécution de la présente invention, sans toutefois q cette dernière y soit limitée. We will describe in detail, with reference to FIG. 3, an embodiment of the present invention, without, however, the latter being limited thereto.
La Fig. 3 illustre un cas où le débit du gaz naturel regazéifié est de 100 tonnes/heure, la pression est de 8,5 kg/cm2G, la température est 100C et la température de l'eau de mer, entant que source de température élevée, est de 150C. Fig. 3 illustrates a case where the flow rate of regasified natural gas is 100 tonnes / hour, the pressure is 8.5 kg / cm2G, the temperature is 100C and the temperature of seawater, as a source of high temperature, is 150C.
Le gaz naturel liquéfié à la température de -1600C est mis sous pression et entrainé par une pompe 2 à partir d'un réservoir de stockage 1. Le gaz naturel liquéfié présent dans le circuit (a) d'un échangeur de chaleur 3 à fluides multiples est chauffé grâce à un change thermique avec un premier fluide mixte chaud présent dans un circuit (c), et est gazéifié à une température de -200C. En outre, le gaz naturel liquéfié est chauffé dans un circuit (a') d'un échangeur de chaleur 4 à fluides multiples, par échange thermique avec un second fluide mixte chaud présent dans un circuit (d), et atteint une température de -60C. Après que le gaz naturel liquéfié ait été chauffé par l'eau de mer dans un échangeur de chaleur 5, sa température est accrue à une valeur déterminée et le gaz naturel liquéfié est envoyé à l'endroit voulu.Un premier fluide, dans ce cas, se compose d'un-mélange de 39,49% en moles de méthane, 37,59% en moles d'éthane, 16,238 en moles de propane et 6,69% en moles de butane. The liquefied natural gas at a temperature of -1600C is pressurized and driven by a pump 2 from a storage tank 1. The liquefied natural gas present in the circuit (a) of a heat exchanger 3 with fluids multiple is heated thanks to a thermal change with a first hot mixed fluid present in a circuit (c), and is gasified at a temperature of -200C. In addition, the liquefied natural gas is heated in a circuit (a ') of a heat exchanger 4 with multiple fluids, by heat exchange with a second hot mixed fluid present in a circuit (d), and reaches a temperature of - 60C. After the liquefied natural gas has been heated by sea water in a heat exchanger 5, its temperature is increased to a determined value and the liquefied natural gas is sent to the desired location. A first fluid, in this case , is composed of a mixture of 39.49% in moles of methane, 37.59% in moles of ethane, 16.238 in moles of propane and 6.69% in moles of butane.
Le premier fluide situé à une pression de 4,8 kg/ cm2G, délivré par une première turbine, est envoyé au circuit (c) de l'échangeur de chaleur 3 à fluides multiples. il est refroidi par échange thermique avec le gaz naturel liquéfié situé dans le circuit (a) et avec le premier fluide à haute pression situé dans un circuit (b). Ainsi le premier fluide est complètement condensé. Le premier fluide à basse pression est amené à une pression de 14 kg/cm2G au moyen d'une pompe 7 et constitue alors le premier fluide à haute pression. The first fluid located at a pressure of 4.8 kg / cm2G, delivered by a first turbine, is sent to the circuit (c) of the heat exchanger 3 with multiple fluids. it is cooled by heat exchange with the liquefied natural gas located in the circuit (a) and with the first high pressure fluid located in a circuit (b). Thus the first fluid is completely condensed. The first low pressure fluid is brought to a pressure of 14 kg / cm2G by means of a pump 7 and then constitutes the first high pressure fluid.
En outre, comme on l'a vu lors de l'échauffement du gaz naturel liquéfié, ce dernier est réchauffé dans le circuit (b) de l'échangeur de chaleur 3 à fluides multiples, dans le circuit (b') de l'échangeur de chaleur 4 à fluides multiples et dans un échangeur de chaleur 8 par de l'eau de mer. In addition, as we have seen during the heating of liquefied natural gas, the latter is heated in the circuit (b) of the multi-fluid heat exchanger 3, in the circuit (b ') of the heat exchanger 4 with multiple fluids and in a heat exchanger 8 by sea water.
et atteint une température de 10 C et est complètement gazei- fié. Le premier fluide gazéifié à haute pression est introduit dans la première turbine 6 à une pression de 13,2 kg/cm2G et sa pression est abaissée à 4,8 kg/cm2. On récupère une énergie de l'ordre de 6.310 kW à partir du premier fluide gazéifié à haute pression, qui devient alors le premier fluide à basse pression. Ainsi se trouve achevé un premier cycle de Rankine.and reaches a temperature of 10 C and is completely gassed. The first gasified fluid at high pressure is introduced into the first turbine 6 at a pressure of 13.2 kg / cm2G and its pressure is lowered to 4.8 kg / cm2. Energy of the order of 6,310 kW is recovered from the first gasified fluid at high pressure, which then becomes the first fluid at low pressure. Thus is completed a first Rankine cycle.
D'autre part, un second fluide est formé de composants possédant un point d'ébullition supérieur à celui du premier fluide. Dans le mode de réalisation particulier de la présente invention, ici décrit, le second fluide est constitué par 5,282 en moles d'éthylène et 94,76t en moles de propane. On the other hand, a second fluid is formed of components having a boiling point higher than that of the first fluid. In the particular embodiment of the present invention, here described, the second fluid consists of 5,282 in moles of ethylene and 94.76 t in moles of propane.
Le second fluide à basse pression, délivré par une seconde turbine, est refroidi et condensé par échange thermique entre le circuit (d) et le circuit (a') ainsi que le circuit (b'), dans l'échangeur de chaleur 4 à fluides multiples. Par conséquent le fluide à basse pression est complètement liquéfié. il est amené à une pression de 6,5 kg/cm2G au moyen d'une pompe 10 et devient le second fluide a haute pression, qui est ensuite chauffé et gazéifié par de l'eau de mer dans un échangeur de chaleur 11. La pression du second fluide à haute pression, complètement gazéifié, est réduite de 5,7 kg/cm2G à 3,4 kg/cm2G au moyen d'une seconde turbine 9. On récupère une puissance de 480 kW lors de la détente de de fluide. Ainsi se trouve réalisé un second cycle de Rankine.The second low pressure fluid, delivered by a second turbine, is cooled and condensed by heat exchange between the circuit (d) and the circuit (a ') as well as the circuit (b'), in the heat exchanger 4 to multiple fluids. Therefore the low pressure fluid is completely liquefied. it is brought to a pressure of 6.5 kg / cm2G by means of a pump 10 and becomes the second high pressure fluid, which is then heated and gasified by sea water in a heat exchanger 11. The pressure of the second high-pressure fluid, completely gasified, is reduced from 5.7 kg / cm2G to 3.4 kg / cm2G by means of a second turbine 9. A power of 480 kW is recovered during the expansion of the fluid . Thus is achieved a second Rankine cycle.
L'exemple indiqué ci-dessus de cycles de Rankine en série est illustré dans le diagramme température-enthalpie de la Fig. 4. sur laquelle la ligne C9 est la ligne d'évolution de l'eau de mer, la courbe C10 est la courbe de la diminution de chaleur provoquée par la turbine du second fluide chaud, la courbe C11 est la courbe de condensation du second fluide chaud,la courbe C12 est la courbe d'évaporation du second fluide chaud, la courbe C13 est la courbe d'évaporation du premier fluide chaud, la courbe C14 est la courbe de condensation du premier fluide mixte chaud, la courbe C15 est la courbe d'Evaporation composite dx gaz naturel liquéfié et du premier fluide mixte chaud, la ligne C16 est la courbe de diminution de chaleur provoquée par le premier fluide chaud, et la courbe C17 est la courbe d'évaporation du gaz naturel liquéfié. The above example of serial Rankine cycles is illustrated in the temperature-enthalpy diagram in Fig. 4. on which the line C9 is the line of evolution of the sea water, the curve C10 is the curve of the decrease in heat caused by the turbine of the second hot fluid, the curve C11 is the condensation curve of the second hot fluid, curve C12 is the evaporation curve for the second hot fluid, curve C13 is the evaporation curve for the first hot fluid, curve C14 is the condensation curve for the first hot mixed fluid, curve C15 is the composite Evaporation curve for liquefied natural gas and the first hot mixed fluid, line C16 is the heat reduction curve caused by the first hot fluid, and curve C17 is the evaporation curve for liquefied natural gas.
Dans la réalisation indiqué ci-dessus, l'eau de mer, à la température de 150C, est considérée comme un fluide formant source de température élevée. Cependant, conformément à la présente invention, le fluide constituant la source de température élevée n'est pas limité à l'eau de mer. Par exemple on peut utiliser des sources de chauffage à température plus élevée, comme par exemple de la vapeur perdue. Dans certains cas, le système conforme à l'invention peut fonctionner sans mise en oeuvre des échanereurs de chaleur 5 et 8. In the embodiment indicated above, sea water, at the temperature of 150C, is considered as a fluid forming a source of high temperature. However, in accordance with the present invention, the fluid constituting the source of elevated temperature is not limited to seawater. For example, sources of heating at elevated temperature, such as for example lost steam, can be used. In certain cases, the system according to the invention can operate without using heat exchangers 5 and 8.
En outre, le gaz naturel liquéfié traversant l'échangeur de chaleur 3 à fluides multiples peut être produit sans passer à travers l'échangeur de chaleur 4 à fluides multiples. Furthermore, liquefied natural gas passing through the multi-fluid heat exchanger 3 can be produced without passing through the multi-fluid heat exchanger 4.
De façon résumée, le procédé selon l'invention est un procédé permettant de récupérer de l'énergie conformément à un cycle de Rankine en série, selon lequel le gaz naturel liquéfié gazéifié et son potentiel de froid sont utilisés, et qui est caractérisé par le fait qu'un premier fluide effectue un premier cycle de Rankine avec comme source de chaleur à basse température le gaz naturel liquéfié, qu'une première turbine est utilisée pour récupérer de l'énergie lors d'un premier cycle de Rankine, qu'un second fluide, qui possède un point d'ébullition plus élevé que celui du premier fluide, effectue un second cycle de Rankine avec une partie du fluide du premier cycle de Rankine en tant que source de basse température, que le premier et le second cycles de Rankine sont raccordés en série, et qu'une seconde turbine est utilisée pour récupérer de l'énergie pendant le second cycle de Rankine. In summary, the method according to the invention is a method for recovering energy in accordance with a series Rankine cycle, according to which the liquefied gasified natural gas and its cold potential are used, and which is characterized by the fact that a first fluid performs a first Rankine cycle with liquefied natural gas as a low-temperature heat source, that a first turbine is used to recover energy during a first Rankine cycle, that a second fluid, which has a higher boiling point than that of the first fluid, performs a second Rankine cycle with part of the fluid of the first Rankine cycle as a source of low temperature, than the first and second cycles of Rankine are connected in series, and a second turbine is used to recover energy during the second Rankine cycle.
Lors du premier cycle de Rankine, la différence de température entre le gaz naturel liquéfié et le premier fluide mixte chaud est réduite de telle manière que la perte d'énergie efficace est réduite au minimum. L'énergie efficace, qui est perdue lors de l'échange thermique entre la source de température élevée et le premier fluide mixte chaud avec le premier cycle de Rankine seulement, est minimisée par le second cycle de
Rankine. Par conséquent, il est possible de récupérer une énergie maximum en utilisant au maximum l'énergie efficace dans son ensemble, de sorte que ce procédé contribue à effectuer des économies d'énergie.During the first Rankine cycle, the temperature difference between the liquefied natural gas and the first hot mixed fluid is reduced so that the effective energy loss is minimized. The efficient energy, which is lost during the heat exchange between the high temperature source and the first hot mixed fluid with the first Rankine cycle only, is minimized by the second cycle of
Rankine. Therefore, it is possible to recover maximum energy by making maximum use of the efficient energy as a whole, so that this process contributes to energy savings.
L'énergie récupérée sans mise en oeuvre du second cycle de Rankine est de 6.310 kW pour le gaz naturel liquéfié envoyé avec un débit de 100 tonnes/heure. Au contraire, la récupération d'énergie lors de la mise en oeuvre du second cycle de Rankine est de 6.7 0 kw. The energy recovered without implementing the second Rankine cycle is 6,310 kW for liquefied natural gas sent with a flow rate of 100 tonnes / hour. On the contrary, the energy recovery during the implementation of the second Rankine cycle is 6.7 0 kw.
Conformément à la présente invention, la température de sortie du gaz naturel regazéifié et du premier fluide mixte chaud provenant de l'échangeur de chaleur à fluides multiples peut être accrue en étant amenée au voisinage de la température ambiante, par rapport au cas où un tel échangeur de chaleur n'est pas utilisé. Les conditions requises pour l'échangeur de chaleur vis-à-vis d'eau de mer gelée sont réduites, de sorte que l'on peut utiliser un échangeur de chaleur standard du type à enveloppe et à tubes. In accordance with the present invention, the outlet temperature of the regasified natural gas and of the first hot mixed fluid coming from the multi-fluid heat exchanger can be increased by being brought in the vicinity of room temperature, compared to the case where such a heat exchanger is not used. The requirements for the heat exchanger vis-à-vis frozen seawater are reduced, so that a standard heat exchanger of the shell and tube type can be used.
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