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EP3714201A1 - Dispositif et procédé de fourniture de gaz naturel liquéfié - Google Patents

Dispositif et procédé de fourniture de gaz naturel liquéfié

Info

Publication number
EP3714201A1
EP3714201A1 EP18819541.6A EP18819541A EP3714201A1 EP 3714201 A1 EP3714201 A1 EP 3714201A1 EP 18819541 A EP18819541 A EP 18819541A EP 3714201 A1 EP3714201 A1 EP 3714201A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
evaporation gas
lng
gas
storage capacity
transfer
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Withdrawn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
EP18819541.6A
Other languages
German (de)
English (en)
Inventor
Hicham GUEDACHA
Hugues MALVOS
Yacine ZELLOUF
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.)
Engie SA
Original Assignee
Engie SA
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 Engie SA filed Critical Engie SA
Publication of EP3714201A1 publication Critical patent/EP3714201A1/fr
Withdrawn legal-status Critical Current

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    • F17C2250/043—Pressure
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    • F17C2250/04—Indicating or measuring of parameters as input values
    • F17C2250/0404—Parameters indicated or measured
    • F17C2250/0439—Temperature
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    • F17C2265/033—Treating the boil-off by recovery with cooling
    • F17C2265/034—Treating the boil-off by recovery with cooling with condensing the gas phase
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    • F17C2265/03—Treating the boil-off
    • F17C2265/032—Treating the boil-off by recovery
    • F17C2265/037—Treating the boil-off by recovery with pressurising
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    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/0105—Ships
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    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0165—Applications for fluid transport or storage on the road
    • F17C2270/0168—Applications for fluid transport or storage on the road by vehicles
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    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0186—Applications for fluid transport or storage in the air or in space
    • F17C2270/0189—Planes

Definitions

  • the present invention relates to a device and a method for supplying LNG. It applies in particular to the field of LNG bunkering suitable for land and sea vehicles.
  • LNG liquefied natural gas
  • LNG service stations consist of an LNG receiving system, a cryogenic storage system for storing LNG in the sub-cooled state, with operating pressure generally between 7 and 9 bar, a cryogenic pump for transferring the LNG and a distribution system to supply the vehicle.
  • cold LNG or "cold LNG”
  • This gas return within the LNG storage represents a source of heat for LNG, which favors the evaporation of LNG and thus the increase of the pressure inside the storage.
  • These evaporations or BOG must be managed without being released to the atmosphere.
  • the LNG stored in the storage tank of the service station is generally in the subcooled state.
  • the heat source used to bring the LNG to saturation comes from the open air, requiring the installation of large heat exchanger surface on site.
  • the present invention aims to remedy all or part of these disadvantages.
  • the present invention aims a device for supplying liquefied natural gas, called “LNG”, which comprises:
  • a buffer tank of evaporation gas comprising an inlet for evaporation gas adapted to receive evaporation gas from a third device
  • a heat exchanger between evaporation gas passing through the evaporation gas transfer pipe and LNG passing through the LNG transfer pipe configured to liquefy or cool the evaporation gas.
  • the evaporation gas transferred from the buffer tank to the storage capacity is liquefied, which keeps the LNG stored in the capacity at a low temperature limiting the formation of BOG within this capacity.
  • the transfer member is a valve controlled as a function of a pressure value inside the detected buffer tank, by a pressure sensor, or a discharger.
  • the evaporation gas and the LNG flow countercurrently within the heat exchanger. These embodiments improve the performance of the device in liquefying the evaporation gas.
  • the buffer tank has a higher operating pressure value of at least two bar than the operating pressure value of the storage capacity.
  • the device which is the subject of the present invention comprises, downstream of the heat exchanger, a deviation of the liquefied or cooled evaporation gas transfer line in the heat exchanger, the gas supply of deviation evaporation being controlled according to a temperature sensed by a temperature sensor of the evaporation gas at the outlet of the heat exchanger.
  • the device that is the subject of the present invention comprises, on the deviation, a first valve and, on the evaporation gas transfer line downstream of the deflection, a second valve, the opening of the first or the second valve being controlled according to the sensed evaporation gas temperature.
  • the device of the present invention comprises a liquefied evaporation gas transfer member from the buffer tank to the LNG transfer line.
  • the device that is the subject of the present invention comprises:
  • the evaporation gas compressor has the evaporative gas inlet adapted to receive evaporation gas from a third-party device.
  • the device that is the subject of the present invention comprises means for cooling the flow of evaporation gas downstream of the transfer member.
  • the device which is the subject of the present invention comprises, downstream of the heat exchanger, a gas flow expander configured to relax the flow of evaporation gas at a determined pressure.
  • the device which is the subject of the present invention comprises, downstream of the expander, a gas / liquid separator, the gaseous evaporation gas being supplied to the deflection and the liquid evaporation gas being supplied to the cooling capacity. storage.
  • the present invention relates to a process for supplying liquefied natural gas, called “LNG”, which comprises:
  • FIG. 1 represents, schematically, a first particular embodiment of the device that is the subject of the present invention
  • FIG. 2 represents, schematically and in the form of a logic diagram, a particular sequence of steps of the method which is the subject of the present invention
  • FIG. 3 shows schematically a second particular embodiment of the device object of the present invention.
  • third party device any device consuming LNG to produce energy.
  • a third party device is, for example, a land, sea, river or air vehicle.
  • FIG. 1 which is not to scale, shows a schematic view of an embodiment of the device 100 which is the subject of the present invention.
  • This device 100 for supplying liquefied natural gas, called “LNG”, comprises:
  • an evaporation gas buffer reservoir 105 having an inlet 110 for evaporation gas adapted to receive evaporation gas from a third device
  • a heat exchanger 135 between evaporation gas passing through the evaporation gas transfer pipe and LNG passing through the LNG transfer pipe configured to liquefy or cool the evaporation gas.
  • the reservoir 105 is, for example, an evaporation gas storage volume designed to retain a predetermined amount of evaporation gas in a given pressure range.
  • the inlet 110 is, for example, an orifice made in the storage volume and configured to receive an injection member of the evaporation gas into the volume.
  • Such an injection member is, for example, a nozzle or a one-way valve.
  • This reservoir 105 is configured, for example, to operate at an operating pressure greater than 11 barg.
  • This tank 105 has, for example, a capacity of one cubic meter and the capacity 115 has, for example, a capacity of eighty cubic meters.
  • the inlet 110 is preferably connected to a connector with the third device configured to collect the return of evaporation gas.
  • the type of connector depends on the standard used by the third-party device and the purpose of the device 100 envisaged.
  • the supply of evaporation gas from the third device to the reservoir 105 is carried out, for example, by pressure gradient.
  • This reservoir 105 is provided, preferably in the upper part, with an evaporation gas outlet connected to the transfer member 115.
  • the transfer member 115 is, for example, a discharger or a valve controlled as a function of a pressure value sensed inside the tank 105. This pressure value is sensed, for example, by a pressure sensor 145. . When the sensed pressure is higher than a setpoint, the valve is open.
  • the choice of this setpoint value is arbitrary and fixed by the operator. It depends on the design and cost objectives of the station. A set pressure of 15 or 16 bar if the station is sized to supply vehicles operating at 18 bar can be implemented, for example.
  • the gas transfer line 125 connects the transfer member 115 to the storage capacity 115.
  • the device 100 comprises, downstream of the transfer member 120, a compressor 140 or a booster.
  • Such a compressor 140 is, for example, an alternating compressor, reciprocating compressor type preferably piston.
  • the gas At the output of the compressor 140 or the booster, the gas has a sufficient pressure to overcome the pressure losses of the circuit and allow the recycle to be realized.
  • the choice of discharge pressure is set according to the sizing objectives of the station and the operating mode desired by the operator.
  • the heat exchanger 135 is, for example, a fin or plate exchanger between the evaporation gas passing through the transfer line 125 and the LNG passing through the transfer line 130.
  • the evaporation gas acts as a hot fluid and the LNG as a cold fluid so that the outlet temperature of the evaporation gas is colder than the inlet temperature of the evaporation gas in the exchanger. thermal.
  • the heat exchanger 135 is designed so that the evaporation gas is liquefied or cooled at the outlet of the heat exchanger 135 for specific flow rates of LNG and evaporation gas.
  • the heat exchanger 135 is also designed to preferentially heat the LNG to a predetermined temperature. Depending on said temperature, the flow rate of gas passing through the transfer line 125 is adjusted. If the LNG temperature is to be increased, the gas transfer rate in line 125 is increased.
  • the LNG and evaporation gas circulate in counter-current so as to optimize the heat exchange between the two fluids.
  • Storage capacity 115 is, for example, an evaporation gas storage volume designed to hold a predetermined amount of LNG within a specified pressure range.
  • the capacity 115 preferably comprises an inlet for liquefied evaporation gas.
  • This input is, for example, an orifice made in the storage capacity and configured to receive a gas injection member of liquefied evaporation in the volume.
  • Such an injection member is, for example, a nozzle or a one-way valve.
  • the capacity 115 is configured to operate, for example, at an operating pressure of between 7 and 9 bar.
  • the operating pressure inside the storage capacity 115 is at least two bars less than the operating pressure inside the buffer reservoir 105.
  • the capacity 115 is provided with an output for LNG, preferably in the lower part, connected to the transfer line 130.
  • the transfer line 130 is connected to a connector whose nature depends on the type of third party device connected to the device 100.
  • the device 100 comprises a pump 116 configured to facilitate the transfer of the LNG from the capacity 115 to the third device.
  • the device 100 comprises, downstream of the heat exchanger 135, a deflection
  • the supply of evaporation gas to the deflection being controlled according to a temperature sensed by a gas temperature sensor 155; evaporation at the outlet of the heat exchanger.
  • the device 100 comprises, on the deflection 150, a first valve 160 and, on the evaporation gas transfer line 125 downstream of the deflection, a second valve 165, the opening of the first or the second valve being controlled according to the sensed evaporation gas temperature.
  • the first valve 160 When the evaporation gas has a temperature below a predetermined threshold value, the first valve 160 is open and the second valve 165 closed. Conversely, when the evaporation gas has a temperature greater than the predetermined threshold value, the first valve 160 is closed and the second valve 165 open.
  • the device 100 comprises a liquefied evaporation gas transfer member 170 from the buffer tank 105 to the LNG transfer line 130.
  • the member 170 is, for example, a valve controlled according to the pressure sensed inside the storage tank 105 by a pressure sensor 171.
  • FIG. 3 which is not to scale, shows a schematic view of an embodiment of the device 200 which is the subject of the present invention.
  • This device 200 for supplying liquefied natural gas, called “LNG”, comprises:
  • an evaporation gas buffer reservoir 105 having an inlet 110 for evaporation gas adapted to receive evaporation gas from a third device
  • a heat exchanger 135 between evaporation gas passing through the evaporation gas transfer pipe and LNG passing through the LNG transfer pipe configured to liquefy or cool the evaporation gas.
  • the reservoir 105 is, for example, an evaporation gas storage volume designed to retain a predetermined amount of evaporation gas in a given pressure range.
  • the inlet 110 is, for example, an orifice made in the storage volume and configured to receive an injection member of the evaporation gas into the volume.
  • Such an injection member is, for example, a nozzle or a one-way valve.
  • the reservoir 105 is, for example, configured to operate at an operating pressure greater than 30 bar.
  • This tank 105 has, for example, a capacity of one cubic meter and the capacity 115 has, for example, a capacity of eighty cubic meters.
  • the inlet 110 is preferably connected to a connector with the third device configured to collect the return of evaporation gas.
  • the type of connector depends on the standard used by the third-party device and the purpose of the device 200 envisaged.
  • the supply of evaporation gas from the third device to the tank 105 is carried out, for example, by pressure gradient or through the use of a booster.
  • This reservoir 105 is provided, preferably in the upper part, with an evaporation gas outlet connected to the transfer member 115.
  • the transfer member 115 is, for example, a discharger or a valve controlled as a function of a pressure value sensed inside the tank 105. This pressure value is sensed, for example, by a pressure sensor 145. . When the sensed pressure is higher than a setpoint, the valve is open.
  • the set-point value is chosen, for example, to correspond to the maximum operating pressure of the capacity 105. It should be noted that the operator can also allow remote gas transfer without this maximum pressure being reached, if necessary, by a second all-or-nothing valve, for example.
  • the gas transfer line 125 connects the transfer member 115 to the storage capacity 115.
  • the device 200 comprises, downstream of the transfer member 120, a compressor 140.
  • the gas has, for example, a pressure greater than or equal to 50 bar.
  • the device 200 comprises a means 126 for cooling the evaporation gas flow downstream of the transfer member 120.
  • This means 126 for cooling is, for example, a heat exchanger using liquid nitrogen as a cold fluid.
  • the flow of evaporation gas is preferably two-phase, that is to say partially liquid and partly gaseous, or more generally cooled. This stream can be injected into the storage capacity 115.
  • the device 200 comprises, downstream of the heat exchanger 135, a regulator 136 of the gas flow configured to relax the flow of evaporation gas at a predetermined pressure.
  • the device 200 comprises, downstream of the expander 136, a gas / liquid separator 137, the gas evaporation gas being supplied at the deflection 150 and the evaporation gas liquid being supplied to the storage capacity 115.
  • the separator 137 is, for example, a separation flask.
  • the heat exchanger 135 is, for example, a fin or plate exchanger between the evaporation gas passing through the transfer line 125 and the LNG passing through the transfer line 130.
  • the evaporation gas acts as a hot fluid and the LNG as a cold fluid so that the outlet temperature of the evaporation gas is colder than the inlet temperature of the evaporation gas in the exchanger. thermal.
  • the heat exchanger 135 is designed so that the evaporation gas is liquefied or cooled at the outlet of the heat exchanger 135 for specific flow rates of LNG and evaporation gas.
  • the heat exchanger 135 is also designed to preferentially heat the LNG to a predetermined temperature. Depending on said temperature, the flow rate of gas passing through the transfer line 125 is adjusted. If the LNG temperature is to be increased, the gas transfer rate in line 125 is increased.
  • the LNG and evaporation gas circulate in counter-current so as to optimize the heat exchange between the two fluids.
  • Storage capacity 115 is, for example, an evaporation gas storage volume designed to hold a predetermined amount of LNG within a specified pressure range.
  • the capacity 115 preferably comprises an inlet for liquefied evaporation gas.
  • This inlet is, for example, an orifice made in the storage capacity and configured to receive an injection member of the liquefied evaporation gas into the volume.
  • Such an injection member is, for example, a nozzle or a one-way valve.
  • the capacity 115 has, for example, an operating pressure value of between 7 and 9 bar.
  • the operating pressure inside the storage capacity 115 is at least two bars less than the operating pressure inside the buffer reservoir 105.
  • the capacity 115 is provided with an output for LNG, preferably in the lower part, connected to the transfer line 130.
  • the transfer line 130 is connected to a connector whose nature depends on the type of third party device connected to the device 200.
  • the device 200 comprises a pump 116 configured to facilitate the transfer of the LNG from the capacity 115 to the third device.
  • the device 200 comprises, downstream of the heat exchanger 135, a deflection 150 of the liquefied or cooled evaporation gas transfer line 125 in the exchanger thermal, the supply of evaporation gas to the deflection being controlled according to a temperature sensed by a temperature sensor 155 of the evaporation gas at the outlet of the heat exchanger.
  • the device 200 comprises, on the deflection 150, a first valve 160 and, on the evaporation gas transfer line 125 downstream of the deflection, a second valve 165, the opening of the first or the second valve being controlled according to the sensed evaporation gas temperature.
  • the first valve 160 When the evaporation gas has a temperature below a predetermined threshold value, the first valve 160 is open and the second valve 165 closed. Conversely, when the evaporation gas has a temperature greater than the predetermined threshold value, the first valve 160 is closed and the second valve 165 open.
  • the device 200 comprises a liquefied evaporation gas transfer member 170 from the buffer tank 105 to the LNG transfer line 130.
  • the member 170 is, for example, a valve controlled according to the pressure sensed inside the storage tank 105 by a pressure sensor 171.
  • the device 200 comprises:
  • the pipe 205 is preferably connected in the upper part of the storage capacity 115.
  • the compressor 210 is configured to, for example, increase the pressure of the gas to a value greater than 30 bar.
  • the evaporation gas compressor 210 comprises the inlet 110 for evaporation gas adapted to receive evaporation gas coming from a third device.
  • FIG. 2 diagrammatically shows a particular embodiment of the method 300 which is the subject of the present invention.
  • this method 200 is carried out, for example, by the implementation of the devices, 100 and 300, as described with reference to FIGS. 1 and 3, all the variants and embodiments of the devices 100 and 300 being able to to be transposed as process steps 200.

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Abstract

Le dispositif (100) de fourniture de gaz naturel liquéfié, dit « GNL », comporte : - un réservoir (105) tampon de gaz d'évaporation comportant une entrée (110) pour gaz d'évaporation adaptée à recevoir du gaz d'évaporation issu d'un dispositif tiers, - un organe (115) de transfert de gaz d'évaporation du réservoir tampon vers une capacité (120) de stockage de GNL, - en aval de l'organe (120) de transfert, un compresseur (140) du gaz d'évaporation, - une conduite (125) de transfert de gaz d'évaporation depuis l'organe de transfert vers la capacité de stockage, - la capacité de stockage de GNL, - une conduite (130) de transfert de GNL depuis la capacité de stockage vers un dispositif tiers et - un échangeur (135) thermique entre du gaz d'évaporation traversant la conduite de transfert de gaz d'évaporation et du GNL traversant la conduite de transfert de GNL configuré pour liquéfier ou refroidir le gaz d'évaporation.

Description

DISPOSITIF ET PROCÉDÉ DE FOURNITURE DE GAZ NATUREL LIQUÉFIÉ
DOMAINE TECHNIQUE DE L’INVENTION
La présente invention vise un dispositif et un procédé de fourniture de GNL. Elle s’applique, notamment, au domaine de avitaillement de GNL adapté aux véhicules terrestres et maritimes.
ÉTAT DE LA TECHNIQUE
L’utilisation de gaz naturel liquéfié (ci-après « GNL ») en tant que carburant routier ou marin est en plein développement, promue par les avantages environnementaux et économiques que le GNL procure en comparaison des autres énergies fossiles.
En général, les stations-services GNL sont composés d’un système de réception du GNL, d’un stockage cryogénique permettant de stocker le GNL à l’état sous-refroidi présentant une pression opératoire comprise généralement entre 7 et 9 bar, d’une pompe cryogénique permettant de transférer le GNL et d’un système de distribution pour alimenter le véhicule.
Aujourd’hui, trois catégories de véhicules sont susceptibles de s’approvisionner en GNL :
- une première catégorie s’alimentant en GNL froid (ou « cold LNG »), c’est-à- dire présentant une pression de 3 bar,
- une deuxième catégorie s’alimentant au GNL dit « saturé » (ou « saturated LNG ») présentant une pression de 8 bar et
- une troisième catégorie s’alimentant au GNL dit « super saturé » (ou « super saturated LNG ») présentant une pression de 18 bar.
Aujourd’hui, les véhicules présentant une pression de 8 bar sont majoritaires. La vaporisation du GNL créé du BOG, pour « Boil-off gas » ou gaz d’évaporation en français, est relativement importante lors des pleins des véhicules 8 bar et 18 bar. Les réservoirs de véhicules ont été dimensionnées pour résister aux montées de pression, mais la conception de ces équipements est néanmoins limitée par une pression maximale admissible. Un retour gaz du véhicule vers la station est alors réalisé afin d’éviter d’atteindre cette pression maximale conduisant par la suite un rejet important de gaz dans l’atmosphère.
Ce retour gaz au sein du stockage GNL représente une source de chaleur pour le GNL, ce qui favorise l’évaporation de GNL et donc l’augmentation de la pression à l’intérieur du stockage. Ces évaporations ou BOG doivent être gérés sans être rejetées à l’atmosphère.
En plus des pertes de produit engendrés, cela ajoute à la complexité opérationnelle du site.
De surcroît, le GNL stocké dans le réservoir de stockage de la station-service est en général à l’état sous-refroidi. La source de chaleur permettant d’emmener le GNL à saturation (à 8 bar et 18 bar) provient de l’air libre, nécessitant l’installation de surface d’échangeur conséquente sur site.
D’autre part deux méthodes existent pour fournir du GNL carburant aux véhicules 8 et 18 bar :
- la méthode de « Bulk saturation » qui consiste à stocker le GNL à saturation et
- une méthode consistant à utiliser un conditionnement « LNG saturation on the fly » qui a pour but de fournir du GNL à saturation à partir de GNL sous- refroidi.
On connaît, en ce qui concerne les stations-services de GNL comprimé, ou GNLC, le stockage du retour de gaz est dans un ballon tampon pour un usage CNG. Certaines stations GNL acceptent le retour de gaz et ne se préoccupent pas de son impact sur la génération de BOG. Ces stations sont généralement équipées d’un système de liquéfaction de BOG.
Les solutions actuelles utilisent des vaporiseurs à l’air sont utilisés pour obtenir du GNL saturé, nécessitant des surfaces d’échanges conséquentes et une empreinte au sol importante.
Les systèmes dits de « saturation on the fly » présentent les inconvénients de requérir des échangeurs très performants et chers et de nécessiter un système de contrôle très complexe, ce qui pose une problématique de stabilité opérationnelle.
Enfin, les systèmes de « bulk saturation » ne peuvent fournir les véhicules fonctionnant à une pression de 3 bar et présentent une capacité de stockage et un temps de stockage réduits. Il est à noter que dans le cas de stations équipées de systèmes de liquéfaction de BOG, ces systèmes sont chers et n’ont aucun retour sur investissement possible.
OBJET DE L’INVENTION
La présente invention vise à remédier à tout ou partie de ces inconvénients.
À cet effet, selon un premier aspect, la présente invention vise un dispositif de fourniture de gaz naturel liquéfié, dit « GNL », qui comporte :
- un réservoir tampon de gaz d’évaporation comportant une entrée pour gaz d’évaporation adaptée à recevoir du gaz d’évaporation issu d’un dispositif tiers,
- un organe de transfert de gaz d’évaporation du réservoir tampon vers une capacité de stockage de GNL,
- en aval de l’organe de transfert, un compresseur du gaz d’évaporation,
- une conduite de transfert de gaz d’évaporation depuis l’organe de transfert vers la capacité de stockage,
- la capacité de stockage de GNL,
- une conduite de transfert de GNL depuis la capacité de stockage vers un dispositif tiers et
- un échangeur thermique entre du gaz d’évaporation traversant la conduite de transfert de gaz d’évaporation et du GNL traversant la conduite de transfert de GNL configuré pour liquéfier ou refroidir le gaz d’évaporation.
Grâce à ces dispositions, le gaz d’évaporation transféré depuis le réservoir tampon vers la capacité de stockage est liquéfié, ce qui permet de conserver le GNL stocké dans la capacité à une température basse limitant la formation de BOG au sein de cette capacité.
Ces dispositions améliorent également les performances du dispositif en matière de liquéfaction du gaz d’évaporation.
Dans des modes de réalisation, l’organe de transfert est une vanne commandée en fonction d’une valeur de pression à l’intérieur du réservoir tampon détectée, par un capteur de pression, ou un déverseur.
Dans des modes de réalisation, le gaz d’évaporation et le GNL circulent à contre-courant à l’intérieur de l’échangeur thermique. Ces modes de réalisation améliorent les performances du dispositif en matière de liquéfaction du gaz d’évaporation.
Dans des modes de réalisation, le réservoir tampon présente une valeur de pression opératoire supérieure d’au moins deux bar à la valeur de pression opératoire de la capacité de stockage.
Ces modes de réalisation permettent un écoulement naturel du gaz d’évaporation depuis le réservoir tampon vers la capacité de stockage.
Dans des modes de réalisation, le dispositif objet de la présente invention comporte, en aval de l’échangeur thermique, une déviation de la conduite de transfert du gaz d’évaporation liquéfié ou refroidi dans l’échangeur thermique, la fourniture de gaz d’évaporation à la déviation étant commandée en fonction d’une température captée par un capteur de température du gaz d’évaporation en sortie de l’échangeur thermique.
Ces modes de réalisation permettent de recycler du gaz d’évaporation qui n’atteint pas une valeur de température déterminée.
Dans des modes de réalisation, le dispositif objet de la présente invention comporte, sur la déviation, une première vanne et, sur la conduite de transfert de gaz d’évaporation en aval de la déviation, une deuxième vanne, l’ouverture de la première ou de la deuxième vanne étant commandée en fonction de la température de gaz d’évaporation captée.
Ces modes de réalisation permettent de recycler du gaz d’évaporation qui n’atteint pas une valeur de température déterminée.
Dans des modes de réalisation, le dispositif objet de la présente invention comporte un organe de transfert de gaz d’évaporation liquéfié issu du réservoir tampon vers la conduite de transfert de GNL.
Ces modes de réalisation permettent de saturer le GNL transféré au dispositif tiers.
Dans des modes de réalisation, le dispositif objet de la présente invention comporte :
- une canalisation d’extraction de gaz d’évaporation à l’intérieur de la capacité de stockage,
- un compresseur du gaz d’évaporation traversant la canalisation d’extraction et
- une conduite de fourniture du gaz d’évaporation comprimé au réservoir tampon. Ces modes de réalisation permettent de minimiser le volume de stockage requis par le réservoir tampon.
Dans des modes de réalisation, le compresseur de gaz d’évaporation comporte l’entrée pour gaz d’évaporation adapté à recevoir du gaz d’évaporation issu d’un dispositif tiers.
Dans des modes de réalisation, le dispositif objet de la présente invention comporte un moyen de refroidissement du flux de gaz d’évaporation en aval de l’organe de transfert.
Ces modes de réalisation permettent de refroidir ou liquéfier en partie ou en totalité un flux de gaz d’évaporation en sortie de l’échangeur thermique.
Dans des modes de réalisation, le dispositif objet de la présente invention comporte, en aval de l’échangeur thermique, un détendeur du flux gazeux configuré pour détendre le flux de gaz d’évaporation à une pression déterminée.
Dans des modes de réalisation, le dispositif objet de la présente invention comporte, en aval du détendeur, un séparateur gaz/liquide, le gaz d’évaporation gazeux étant fourni à la déviation et le gaz d’évaporation liquide étant fourni à la capacité de stockage.
Selon un deuxième aspect, la présente invention vise un procédé de fourniture de gaz naturel liquéfié, dit « GNL », qui comporte :
- une étape de stockage de gaz d’évaporation issu d’un dispositif tiers dans un réservoir tampon de gaz d’évaporation comportant une entrée pour gaz d’évaporation adaptée à recevoir du gaz d’évaporation issu d’un dispositif tiers,
- une étape de transfert de gaz d’évaporation du réservoir tampon vers une capacité de stockage de GNL,
- en aval de l’étape de transfert, une étape de compression du gaz d’évaporation,
- une étape d’échange thermique entre le gaz d’évaporation transféré et du GNL transféré vers un dispositif tiers issu de la capacité de stockage de GNL pour liquéfier ou refroidir le gaz d’évaporation,
- une étape de stockage de GNL dans la capacité de stockage,
- une étape de transfert de GNL depuis la capacité de stockage vers un dispositif tiers. Les buts, avantages et caractéristiques particulières du procédé objet de la présente invention étant similaires à ceux du dispositif objet de la présente invention, ils ne sont pas rappelés ici. BRÈVE DESCRIPTION DES FIGURES
D’autres avantages, buts et caractéristiques particulières de l’invention ressortiront de la description non limitative qui suit d’au moins un mode de réalisation particulier du dispositif et du procédé objets de la présente invention, en regard des dessins annexés, dans lesquels :
- la figure 1 représente, schématiquement, un premier mode de réalisation particulier du dispositif objet de la présente invention,
- la figure 2 représente, schématiquement et sous forme d’un logigramme, une succession d’étapes particulière du procédé objet de la présente invention et
- la figure 3 représente, schématiquement, un deuxième mode de réalisation particulier du dispositif objet de la présente invention.
DESCRIPTION D’EXEMPLES DE RÉALISATION DE L’INVENTION
La présente description est donnée à titre non limitatif, chaque caractéristique d’un mode de réalisation pouvant être combinée à toute autre caractéristique de tout autre mode de réalisation de manière avantageuse.
On note dès à présent que les figures ne sont pas à l’échelle.
Par la suite, on appelle « dispositif tiers », tout dispositif consommant du GNL pour produire de l’énergie. Un tel dispositif tiers est, par exemple, un véhicule terrestre, maritime, fluvial ou aérien.
On observe, sur la figure 1 , qui n’est pas à l’échelle, une vue schématique d’un mode de réalisation du dispositif 100 objet de la présente invention. Ce dispositif 100 de fourniture de gaz naturel liquéfié, dit « GNL », comporte :
- un réservoir 105 tampon de gaz d’évaporation comportant une entrée 110 pour gaz d’évaporation adaptée à recevoir du gaz d’évaporation issu d’un dispositif tiers,
- un organe 120 de transfert de gaz d’évaporation du réservoir tampon vers une capacité 115 de stockage de GNL,
- une conduite 125 de transfert de gaz d’évaporation depuis l’organe de transfert vers la capacité de stockage, - la capacité de stockage de GNL,
- une conduite 130 de transfert de GNL depuis la capacité de stockage vers un dispositif tiers et
- un échangeur 135 thermique entre du gaz d’évaporation traversant la conduite de transfert de gaz d’évaporation et du GNL traversant la conduite de transfert de GNL configuré pour liquéfier ou refroidir le gaz d’évaporation.
Le réservoir 105 est, par exemple, un volume de stockage de gaz d’évaporation conçu pour retenir une quantité prédéterminée de gaz d’évaporation dans une plage de pression déterminée. L’entrée 110 est, par exemple, un orifice pratiqué dans le volume de stockage et configuré pour recevoir un organe d’injection du gaz d’évaporation dans le volume. Un tel organe d’injection est, par exemple, une buse ou une vanne à sens unique.
Ce réservoir 105 est configuré, par exemple, pour fonctionner à une pression opératoire supérieure à 11 barg.
Ce réservoir 105 présente, par exemple, une capacité de un mètre-cube et la capacité 115 présente, par exemple, une capacité de quatre-vingts mètres-cube.
L’entrée 110 est préférentiellement reliée à un connecteur avec le dispositif tiers configurée pour récolter le retour de gaz d’évaporation. Le type de connecteur dépend de la norme utilisée par le dispositif tiers et de la finalité du dispositif 100 envisagée.
La fourniture de gaz d’évaporation depuis le dispositif tiers vers le réservoir 105 est réalisée, par exemple, par gradient de pression.
Ce réservoir 105 est muni, préférentiellement en partie haute, d’une sortie pour gaz d’évaporation reliée à l’organe 115 de transfert. L’organe 115 de transfert est, par exemple, un déverseur ou une vanne commandée en fonction d’une valeur de pression captée à l’intérieur du réservoir 105. Cette valeur de pression est captée, par exemple, par un capteur 145 de pression. Lorsque la pression captée est supérieure à une valeur-consigne, la vanne est ouverte.
Le choix de cette valeur consigne est arbitraire et fixée par l’opérateur. Elle dépend des objectifs de conception et de coût de la station. Une pression de consigne de 15 ou 16 bar si la station est dimensionnée pour approvisionner des véhicules fonctionnant à 18 bar peut être mise en œuvre, par exemple. La conduite 125 de transfert de gaz relie l’organe 115 de transfert à la capacité 115 de stockage. Préférentiellement, le dispositif 100 comporte, en aval de l’organe 120 de transfert, un compresseur 140 ou un surpresseur.
Un tel compresseur 140 est, par exemple, un compresseur alternatif, de type compresseur alternatif à piston préférentiellement.
En sortie du compresseur 140 ou du surpresseur, le gaz présente une pression suffisante pour vaincre les pertes de charges du circuit et permettre au recycle de se réaliser. Le choix de la pression de refoulement est fixé en fonction des objectifs de dimensionnement de la station et du mode opératoire souhaitée par l’opérateur.
Le gaz d’évaporation, comprimé ou non par le compresseur 140 en fonction de la présence de ce compresseur 140 dans le dispositif 100, traverse l’échangeur 135 thermique.
L’échangeur 135 thermique est, par exemple, un échangeur à ailettes ou à plaques entre le gaz d’évaporation traversant la conduite 125 de transfert et le GNL traversant la conduite 130 de transfert. Le gaz d’évaporation agît en tant que fluide chaud et le GNL en tant que fluide froid de sorte que la température de sortie du gaz d’évaporation soit plus froide que la température d’entrée du gaz d’évaporation dans l’échangeur 135 thermique. Préférentiellement, l’échangeur 135 thermique est conçu pour que le gaz d’évaporation soit liquéfié ou refroidi en sortie de l’échangeur 135 thermique pour des débits déterminés de GNL et de gaz d’évaporation.
L’échangeur 135 thermique est également prévu pour, préférentiellement, échauffer le GNL à une température déterminée. En fonction de ladite température, le débit de gaz traversant la conduite 125 de transfert est ajusté. Si la température du GNL doit être augmentée, le débit de transfert de gaz dans la conduite 125 est augmenté.
Préférentiellement, le GNL et le gaz d’évaporation circulent à contre-courant de manière à optimiser l’échange thermique entre les deux fluides.
La capacité 115 de stockage est, par exemple, un volume de stockage de gaz d’évaporation conçu pour retenir une quantité prédéterminée de GNL dans une plage de pression déterminée. La capacité 115 comporte, préférentiellement, une entrée pour gaz d’évaporation liquéfié. Cette entrée est, par exemple, un orifice pratiqué dans la capacité de stockage et configuré pour recevoir un organe d’injection du gaz d’évaporation liquéfié dans le volume. Un tel organe d’injection est, par exemple, une buse ou une vanne à sens unique.
La capacité 115 est configurée pour fonctionner, par exemple, à une pression opératoire comprise entre 7 et 9 bar.
Préférentiellement, la pression opératoire à l’intérieur de la capacité 115 de stockage est inférieure d’au moins deux bar à la pression opératoire à l’intérieur du réservoir 105 tampon.
La capacité 115 est munie d’une sortie pour GNL, préférentiellement en partie basse, reliée à la conduite 130 de transfert.
La conduite de transfert 130 est reliée à un connecteur dont la nature dépend du type de dispositif tiers connecté au dispositif 100.
Dans des variantes, le dispositif 100 comporte une pompe 116 configurée pour faciliter le transfert du GNL depuis la capacité 115 vers le dispositif tiers.
Dans des modes de réalisation préférentiels, tel que celui représenté en figure 1 , le dispositif 100 comporte, en aval de l’échangeur 135 thermique, une déviation
150 de la conduite 125 de transfert du gaz d’évaporation liquéfié ou refroidi dans l’échangeur thermique, la fourniture de gaz d’évaporation à la déviation étant commandée en fonction d’une température captée par un capteur 155 de température du gaz d’évaporation en sortie de l’échangeur thermique.
Dans des modes de réalisation préférentiels, tel que celui représenté en figure
1 , le dispositif 100 comporte, sur la déviation 150, une première vanne 160 et, sur la conduite 125 de transfert de gaz d’évaporation en aval de la déviation, une deuxième vanne 165, l’ouverture de la première ou de la deuxième vanne étant commandée en fonction de la température de gaz d’évaporation captée.
Lorsque le gaz d’évaporation présente une température inférieure à une valeur seuil prédéterminée, la première vanne 160 est ouverte et la deuxième vanne 165 fermée. Inversement, lorsque le gaz d’évaporation présente une température supérieure à la valeur seuil prédéterminée, la première vanne 160 est fermée et la deuxième vanne 165 ouverte.
Dans des modes de réalisation préférentiels, tel que celui représenté en figure
1 , le dispositif 100 comporte un organe 170 de transfert de gaz d’évaporation liquéfié issu du réservoir 105 tampon vers la conduite 130 de transfert de GNL. L’organe 170 est, par exemple, une vanne commandée en fonction de la pression captée à l’intérieur du réservoir 105 de stockage par un capteur 171 de pression.
On observe, sur la figure 3, qui n’est pas à l’échelle, une vue schématique d’un mode de réalisation du dispositif 200 objet de la présente invention. Ce dispositif 200 de fourniture de gaz naturel liquéfié, dit « GNL », comporte :
- un réservoir 105 tampon de gaz d’évaporation comportant une entrée 110 pour gaz d’évaporation adaptée à recevoir du gaz d’évaporation issu d’un dispositif tiers,
- un organe 115 de transfert de gaz d’évaporation du réservoir tampon vers une capacité 120 de stockage de GNL,
- en aval de l’organe 120 de transfert, un compresseur 140 du gaz d’évaporation,
- une conduite 125 de transfert de gaz d’évaporation depuis l’organe de transfert vers la capacité de stockage,
- la capacité de stockage de GNL,
- une conduite 130 de transfert de GNL depuis la capacité de stockage vers un dispositif tiers et
- un échangeur 135 thermique entre du gaz d’évaporation traversant la conduite de transfert de gaz d’évaporation et du GNL traversant la conduite de transfert de GNL configuré pour liquéfier ou refroidir le gaz d’évaporation.
Le réservoir 105 est, par exemple, un volume de stockage de gaz d’évaporation conçu pour retenir une quantité prédéterminée de gaz d’évaporation dans une plage de pression déterminée. L’entrée 110 est, par exemple, un orifice pratiqué dans le volume de stockage et configuré pour recevoir un organe d’injection du gaz d’évaporation dans le volume. Un tel organe d’injection est, par exemple, une buse ou une vanne à sens unique.
Le réservoir 105 est, par exemple, configuré pour fonctionner à une pression opératoire supérieure à 30 bar.
Ce réservoir 105 présente, par exemple, une capacité de un mètre-cube et la capacité 115 présente, par exemple, une capacité de quatre-vingts mètres-cube.
L’entrée 110 est préférentiellement reliée à un connecteur avec le dispositif tiers configurée pour récolter le retour de gaz d’évaporation. Le type de connecteur dépend de la norme utilisée par le dispositif tiers et de la finalité du dispositif 200 envisagée.
La fourniture de gaz d’évaporation depuis le dispositif tiers vers le réservoir 105 est réalisée, par exemple, par gradient de pression ou grâce à l’utilisation d’un surpresseur.
Ce réservoir 105 est muni, préférentiellement en partie haute, d’une sortie pour gaz d’évaporation reliée à l’organe 115 de transfert. L’organe 115 de transfert est, par exemple, un déverseur ou une vanne commandée en fonction d’une valeur de pression captée à l’intérieur du réservoir 105. Cette valeur de pression est captée, par exemple, par un capteur 145 de pression. Lorsque la pression captée est supérieure à une valeur-consigne, la vanne est ouverte.
La valeur-consigne est choisie, par exemple, pour correspondre à la pression maximale opératoire de la capacité 105. A noter que l’opérateur peut également permettre le transfert de gaz à distance sans que cette pression maximale soit atteinte si besoin, par une seconde vanne tout ou rien, par exemple.
La conduite 125 de transfert de gaz relie l’organe 115 de transfert à la capacité 115 de stockage. Préférentiellement, le dispositif 200 comporte, en aval de l’organe 120 de transfert, un compresseur 140.
En sortie du compresseur 140 le gaz présente, par exemple, une pression supérieure ou égale à 50 bar.
Le gaz d’évaporation, comprimé ou non par le compresseur 140 en fonction de la présence de ce compresseur 140 dans le dispositif 200, traverse l’échangeur 135 thermique.
Dans des modes de réalisation, tel que celui représenté en figure 3, le dispositif 200 comporte un moyen 126 de refroidissement du flux de gaz d’évaporation en aval de l’organe 120 de transfert. Ce moyen 126 de refroidissement est, par exemple, un échangeur thermique mettant en œuvre de l’azote liquide en guise de fluide froid. En sortie de l’échangeur thermique 135, le flux de gaz d’évaporation est préférentiellement diphasique c’est-à-dire partiellement liquide et partiellement gazeux, ou plus généralement refroidi. Ce flux peut être injecté dans la capacité 115 de stockage.
Dans des modes de réalisation, tel que celui représenté en figure 3, le dispositif 200 comporte, en aval de l’échangeur 135 thermique, un détendeur 136 du flux gazeux configuré pour détendre le flux de gaz d’évaporation à une pression déterminée.
Dans des modes de réalisation, tel que celui représenté en figure 3, le dispositif 200 comporte, en aval du détendeur 136, un séparateur 137 gaz/liquide, le gaz d’évaporation gazeux étant fourni à la déviation 150 et le gaz d’évaporation liquide étant fourni à la capacité 115 de stockage.
Le séparateur 137 est, par exemple, un ballon de séparation.
L’échangeur 135 thermique est, par exemple, un échangeur à ailettes ou à plaques entre le gaz d’évaporation traversant la conduite 125 de transfert et le GNL traversant la conduite 130 de transfert. Le gaz d’évaporation agît en tant que fluide chaud et le GNL en tant que fluide froid de sorte que la température de sortie du gaz d’évaporation soit plus froide que la température d’entrée du gaz d’évaporation dans l’échangeur 135 thermique. Préférentiellement, l’échangeur 135 thermique est conçu pour que le gaz d’évaporation soit liquéfié ou refroidi en sortie de l’échangeur 135 thermique pour des débits déterminés de GNL et de gaz d’évaporation.
L’échangeur 135 thermique est également prévu pour, préférentiellement, échauffer le GNL à une température déterminée. En fonction de ladite température, le débit de gaz traversant la conduite 125 de transfert est ajusté. Si la température du GNL doit être augmentée, le débit de transfert de gaz dans la conduite 125 est augmenté.
Préférentiellement, le GNL et le gaz d’évaporation circulent à contre-courant de manière à optimiser l’échange thermique entre les deux fluides.
La capacité 115 de stockage est, par exemple, un volume de stockage de gaz d’évaporation conçu pour retenir une quantité prédéterminée de GNL dans une plage de pression déterminée. La capacité 115 comporte, préférentiellement, une entrée pour gaz d’évaporation liquéfié. Cette entrée est, par exemple, un orifice pratiqué dans la capacité de stockage et configuré pour recevoir un organe d’injection du gaz d’évaporation liquéfié dans le volume. Un tel organe d’injection est, par exemple, une buse ou une vanne à sens unique.
La capacité 115 présente, par exemple, une valeur de pression opératoire comprise entre 7 et 9 bar.
Préférentiellement, la pression opératoire à l’intérieur de la capacité 115 de stockage est inférieure d’au moins deux bar à la pression opératoire à l’intérieur du réservoir 105 tampon. La capacité 115 est munie d’une sortie pour GNL, préférentiellement en partie basse, reliée à la conduite 130 de transfert.
La conduite de transfert 130 est reliée à un connecteur dont la nature dépend du type de dispositif tiers connecté au dispositif 200.
Dans des variantes, le dispositif 200 comporte une pompe 116 configurée pour faciliter le transfert du GNL depuis la capacité 115 vers le dispositif tiers.
Dans des modes de réalisation préférentiels, tel que celui représenté en figure 3, le dispositif 200 comporte, en aval de l’échangeur 135 thermique, une déviation 150 de la conduite 125 de transfert du gaz d’évaporation liquéfié ou refroidi dans l’échangeur thermique, la fourniture de gaz d’évaporation à la déviation étant commandée en fonction d’une température captée par un capteur 155 de température du gaz d’évaporation en sortie de l’échangeur thermique.
Dans des modes de réalisation préférentiels, tel que celui représenté en figure 3, le dispositif 200 comporte, sur la déviation 150, une première vanne 160 et, sur la conduite 125 de transfert de gaz d’évaporation en aval de la déviation, une deuxième vanne 165, l’ouverture de la première ou de la deuxième vanne étant commandée en fonction de la température de gaz d’évaporation captée.
Lorsque le gaz d’évaporation présente une température inférieure à une valeur seuil prédéterminée, la première vanne 160 est ouverte et la deuxième vanne 165 fermée. Inversement, lorsque le gaz d’évaporation présente une température supérieure à la valeur seuil prédéterminée, la première vanne 160 est fermée et la deuxième vanne 165 ouverte.
Dans des modes de réalisation préférentiels, tel que celui représenté en figure 3, le dispositif 200 comporte un organe 170 de transfert de gaz d’évaporation liquéfié issu du réservoir 105 tampon vers la conduite 130 de transfert de GNL.
L’organe 170 est, par exemple, une vanne commandée en fonction de la pression captée à l’intérieur du réservoir 105 de stockage par un capteur 171 de pression.
Dans des modes de réalisation préférentiels, tel que celui représenté en figure 3, le dispositif 200 comporte :
- une canalisation 205 d’extraction de gaz d’évaporation à l’intérieur de la capacité 115 de stockage,
- un compresseur 210 du gaz d’évaporation traversant la canalisation d’extraction et - une conduite 215 de fourniture du gaz d’évaporation comprimé au réservoir 105 tampon.
La canalisation 205 est préférentiellement reliée en partie haute de la capacité 115 de stockage.
Le compresseur 210 est configuré pour, par exemple, porter la pression du gaz à une valeur supérieure à 30 bar.
Dans des modes de réalisation préférentiels, tel que celui représenté en figure 3, le compresseur 210 de gaz d’évaporation comporte l’entrée 110 pour gaz d’évaporation adapté à recevoir du gaz d’évaporation issu d’un dispositif tiers.
On observe, en figure 2, schématiquement, un mode de réalisation particulier du procédé 300 objet de la présente invention. Ce procédé 300 de fourniture de gaz naturel liquéfié, dit « GNL », caractérisé en ce qu’il comporte :
- une étape 305 de stockage de gaz d’évaporation issu d’un dispositif tiers dans un réservoir tampon de gaz d’évaporation comportant une entrée pour gaz d’évaporation adaptée à recevoir du gaz d’évaporation issu d’un dispositif tiers,
- une étape 310 de transfert de gaz d’évaporation du réservoir tampon vers une capacité de stockage de GNL,
- en aval de l’étape 310 de transfert, une étape de compression 330 du gaz d’évaporation,
- une étape 315 d’échange thermique entre le gaz d’évaporation transféré et du GNL transféré vers un dispositif tiers issu de la capacité de stockage de GNL pour liquéfier ou refroidir le gaz d’évaporation,
- une étape 320 de stockage de GNL dans la capacité de stockage,
- une étape 325 de transfert de GNL depuis la capacité de stockage vers un dispositif tiers.
Le fonctionnement de ce procédé 200 est réalisé, par exemple, par la mise en œuvre des dispositif, 100 et 300, tels que décrits en regard des figures 1 et 3, l’ensemble des variantes et modes de réalisation des dispositifs 100 et 300 pouvant être transposés sous forme d’étapes du procédé 200.

Claims

REVENDICATIONS
1. Dispositif (100, 200) de fourniture de gaz naturel liquéfié, dit « GNL », caractérisé en ce qu’il comporte :
- un réservoir (105) tampon de gaz d’évaporation comportant une entrée (110) pour gaz d’évaporation adaptée à recevoir du gaz d’évaporation issu d’un dispositif tiers,
- un organe (120) de transfert de gaz d’évaporation du réservoir tampon vers une capacité (115) de stockage de GNL,
- en aval de l’organe (120) de transfert, un compresseur (140) du gaz d’évaporation,
- une conduite (125) de transfert de gaz d’évaporation depuis l’organe de transfert vers la capacité de stockage,
- la capacité de stockage de GNL,
- une conduite (130) de transfert de GNL depuis la capacité de stockage vers un dispositif tiers et
- un échangeur (135) thermique entre du gaz d’évaporation traversant la conduite de transfert de gaz d’évaporation et du GNL traversant la conduite de transfert de GNL configuré pour liquéfier ou refroidir le gaz d’évaporation.
2. Dispositif (100, 200) selon la revendication 1 , dans lequel l’organe (120) de transfert est une vanne commandée en fonction d’une valeur de pression à l’intérieur du réservoir (105) tampon détectée, par un capteur (145) de pression, ou un déverseur.
3. Dispositif (100, 200) selon l’une des revendications 1 ou 2, dans lequel le gaz d’évaporation et le GNL circulent à contre-courant à l’intérieur de l’échangeur (135) thermique.
4. Dispositif (100, 200) selon l’une des revendications 1 à 3, dans lequel le réservoir (105) tampon présente une valeur de pression opératoire supérieure d’au moins deux bar à la valeur de pression opératoire de la capacité (115) de stockage.
5. Dispositif (100, 200) selon l’une des revendications 1 à 4, qui comporte, en aval de l’échangeur (135) thermique, une déviation (150) de la conduite (125) de transfert du gaz d’évaporation liquéfié ou refroidi dans l’échangeur thermique, la fourniture de gaz d’évaporation à la déviation étant commandée en fonction d’une température captée par un capteur (155) de température du gaz d’évaporation en sortie de l’échangeur thermique.
6. Dispositif (100, 200) selon la revendication 5, qui comporte, sur la déviation (150), une première vanne (160) et, sur la conduite (125) de transfert de gaz d’évaporation en aval de la déviation, une deuxième vanne (165), l’ouverture de la première ou de la deuxième vanne étant commandée en fonction de la température de gaz d’évaporation captée.
7. Dispositif (100, 200) selon l’une des revendications 1 à 6, qui comporte un organe (170) de transfert de gaz d’évaporation liquéfié issu du réservoir (105) tampon vers la conduite (130) de transfert de GNL.
8. Dispositif (200) selon l’une des revendications 1 à 7, qui comporte :
- une canalisation (205) d’extraction de gaz d’évaporation à l’intérieur de la capacité (115) de stockage,
- un compresseur (210) du gaz d’évaporation traversant la canalisation d’extraction et
- une conduite (215) de fourniture du gaz d’évaporation comprimé au réservoir (105) tampon.
9. Dispositif (200) selon la revendication 8, dans lequel le compresseur (210) de gaz d’évaporation comporte l’entrée (110) pour gaz d’évaporation adapté à recevoir du gaz d’évaporation issu d’un dispositif tiers. 10. Dispositif (200) selon l’une des revendications 1 à 9, qui comporte un moyen
(126) de refroidissement du flux de gaz d’évaporation en aval de l’organe (120) de transfert.
11. Dispositif (200) selon la revendication 10, qui comporte, en aval de l’échangeur (135) thermique, un détendeur (136) du flux gazeux configuré pour détendre le flux de gaz d’évaporation à une pression déterminée. 12. Dispositif (200) selon la revendication 11 et la revendication 5, qui comporte, en aval du détendeur (136), un séparateur (137) gaz/liquide, le gaz d’évaporation gazeux étant fourni à la déviation (150) et le gaz d’évaporation liquide étant fourni à la capacité (115) de stockage.
13. Procédé (300) de fourniture de gaz naturel liquéfié, dit « GNL », caractérisé en ce qu’il comporte :
- une étape (305) de stockage de gaz d’évaporation issu d’un dispositif tiers dans un réservoir tampon de gaz d’évaporation comportant une entrée pour gaz d’évaporation adaptée à recevoir du gaz d’évaporation issu d’un dispositif tiers,
- une étape (310) de transfert de gaz d’évaporation du réservoir tampon vers une capacité de stockage de GNL,
- en aval de l’étape (310) de transfert, une étape de compression (330) du gaz d’évaporation,
- une étape (315) d’échange thermique entre le gaz d’évaporation transféré et du GNL transféré vers un dispositif tiers issu de la capacité de stockage de GNL pour liquéfier ou refroidir le gaz d’évaporation,
- une étape (320) de stockage de GNL dans la capacité de stockage,
- une étape (325) de transfert de GNL depuis la capacité de stockage vers un dispositif tiers.
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