Brevet FR2829401A1 — publié le 20030314

La présente invention concerne de façon générale et dans un premier aspect les méthodes de fractionnement de gaz de pyrolyse d'hydrocarbures, et dans un second aspect les installations industrielles et les équipements permettant de mettre en oeuvre ces procédés. De façon plus précise, la présente invention concerne un procédé de fractionnement d'un gaz issu de la pyrolyse d'hydrocarbures, renfermant de l'hydrogène et des hydrocarbures, en particulier des hydrocarbures de Ci à C4 incluant de l'éthylène, de l'éthane et du méthane, éventuellement de l'eau et du CO2, en au moins un premier courant enrichi en hydrogène et en méthane, éventuellement au moins un second courant composé essentiellement d'eau, et en au moins un troisième courant contenant la plus grande partie des autres hydrocarbures en C2 et supérieur, en particulier l'éthylène et l'éthane, comprenant : a/une opération de compression et de séchage du gaz par passage dans une série de compresseurs associés chacun à un refroidisseur et un séparateur, et comprenant en outre une étape d'élimination du CO2 si le gaz en contient trop, pour l'obtention d'un gaz comprimé, b/une opération de refroidissement progressif et de liquéfaction partielle du gaz comprimé issu de l'opération de compression et de séchage, par passages successifs dans un échangeur cryogénique et séparation dans des séparateurs en (i) des liquides enrichis en hydrocarbures en C2 et supérieurs, en particulier en éthylène et en éthane, mais pauvres en hydrogène et en méthane, et en (ii) des gaz appauvris en hydrocarbures en C2 et supérieurs, en particulier en éthylène et en éthane, chaque passage successif dans l'échangeur cryogénique amenant le gaz à une température relativement plus basse et permettant donc de liquéfier plus complètement les hydrocarbures, le gaz issu du dernier séparateur constituant le premier courant, contenant essentiellement de l'hydrogène et du méthane et une très faible quantité d'éthylène et d'éthane, ce gaz étant ensuite réchauffé dans l'échangeur cryogénique et collecté, c/une opération de distillation dans une colonne, alimentée à différents niveaux par les liquides collectés à l'opération précédente et partiellement détendus, ladite colonne permettant de séparer, dans une partie supérieure relativement plus froide, un courant de tête gazeux enrichi en méthane et appauvri en éthylène et en éthane, et dans une partie inférieure relativement moins froide un courant de pied liquide appauvri en méthane et enrichi en éthylène et en éthane, le courant de tête étant réchauffé dans l'échangeur cryogénique et recyclé à l'opération de compression et de séchage, en amont du compresseur dont la pression d'entrée est la plus proche de la pression de fonctionnement de la colonne, le courant de pied étant réchauffé dans l'échangeur cryogénique et collecté et constituant le troisième courant. Selon un autre aspect, l'invention concerne une installation de fractionnement d'un gaz issu de la pyrolyse d'hydrocarbures, renfermant de l'hydrogène et des hydrocarbures, en particulier des hydrocarbures de Ci à C4 incluant de l'éthylène, de l'éthane, et du méthane, éventuellement de l'eau et du C02, en au moins un premier courant enrichi en hydrogène et en méthane, éventuellement au moins un second courant composé essentiellement d'eau, et en au moins un troisième courant contenant la plus grande partie des autres hydrocarbures en C2 et supérieur, en particulier l'éthylène et l'éthane, comprenant : a/une unité de compression et de séchage du gaz par passage dans une série de compresseurs associés chacun à un refroidisseur et un séparateur, comprenant en outre une étape d'élimination du CO2, si le gaz en contient trop, pour l'obtention d'un gaz comprimé, b/une unité de refroidissement progressif et de liquéfaction partielle du gaz issu de l'unité de compression et de séchage, par passages successifs dans un échangeur cryogénique et séparation dans des séparateurs en (i) des liquides enrichis en hydrocarbures en C2 et supérieurs, en particulier en éthylène et en éthane, mais pauvres en hydrogène et en méthane, et en (ii) des gaz appauvris en hydrocarbures en C2 et supérieurs, en particulier en éthylène et en éthane, chaque passage successif dans l'échangeur cryogénique amenant le gaz à une température relativement plus basse et permettant donc de liquéfier plus complètement les hydrocarbures, le gaz issu du dernier séparateur constituant le premier courant, contenant essentiellement de l'hydrogène et du méthane et une très faible quantité d'éthylène et d'éthane, ce gaz étant ensuite réchauffé dans l'échangeur cryogénique et collecté, c/une unité de distillation comprenant essentiellement une colonne, alimentée à différents niveaux par les liquides collectés dans l'unité précédente et partiellement détendus, ladite colonne permettant de séparer, dans une partie supérieure relativement plus froide, un courant de tête gazeux enrichi en méthane et appauvri en éthylène et en éthane, et dans une partie inférieure relativement moins froide un courant de pied liquide appauvri en méthane et enrichi en éthylène et en éthane, le courant de tête étant réchauffé dans l'échangeur cryogénique et recyclé dans l'unité de compression et de séchage, en amont du compresseur dont la pression d'entrée est la plus proche de la pression de fonctionnement de la colonne, le courant de pied étant réchauffé dans l'échangeur cryogénique et collecté et constituant le troisième courant. Ledit procédé met en jeu, et ladite installation comprend, un échangeur cryogénique d'une puissance thermique de plusieurs dizaine de MW pour les capacités de fractionnement de gaz généralement considérées. L'alimentation de cet échangeur en fluide de refroidissement, par exemple de l'éthylène, nécessite des cycles secondaire et tertiaire complexes et coûteux. On estime que pour une installation de fractionnement de gaz de 250 tonnes/heure de capacité, le coût total des boucles secondaire et tertiaire est environ de 8 millions d'Euros par an. On sait également que le gaz naturel est dans certains cas transporté sous forme liquide et stocké sous cette forme à l'arrivée dans des terminaux. Avant d'être injecté dans un réseau de transport et de distribution, une opération de regazéification du gaz naturel liquide (GNL) est nécessaire. Elle est notamment effectuée dans des échangeurs de chaleur refroidis par circulation d'eau fluviale comme décrit dans le document"How Gaz de France optimizes LNG regasification", May 5,1986 Oil and Gaz Journal, pp 149-154. Le GNL contient un potentiel frigorifique important du fait de sa température très basse, de l'ordre de moins 100 C, qui dans le cas des opérations de regazéification du type citées ci-dessus n'a jamais été en Europe et en Amérique utilisé ni valorisé depuis 50 ans. Dans certains cas, lorsque la température de l'eau de réfrigération est trop basse, le GNL est regazéifié par combustion d'une partie de gaz, ce qui conduit bien entendu à une surconsommation d'énergie, qui ne va pas dans le sens des exigences actuelles de réduction de la production de gaz à effet de serre. La présente invention vise à remédier à la situation décrite ci-dessus en utilisant les frigories produites pendant l'opération de regazéification du GNL pour refroidir l'échangeur cryogénique, ce qui permet de réduire très fortement le circuit secondaire de l'installation de fractionnement de gaz de pyrolyse et de supprimer le circuit tertiaire. Il en résulte des économies pour l'utilisateur de cette installation et une forte diminution des quantités de fluides réfrigérants nécessaires à l'installation et présentant une consommation énergétique importante. A cet effet, l'invention dans un premier aspect, par ailleurs conforme à la définition générique qu'en donne le préambule, est caractérisée en ce que l'échangeur cryogénique mis en jeu dans le procédé de fractionnement de gaz de pyrolyse est alimenté en au moins un fluide réfrigérant qui est du GNL. Selon un des aspects avantageux du procédé suivant l'invention, la température du GNL à l'entrée de l'échangeur cryogénique peut varier de moins 890C à moins 1600C. Selon un des aspects avantageux du procédé suivant l'invention, l'échangeur cryogénique est alimenté par deux flux de GNL, une flux haute pression à une première pression relativement plus haute et un flux moyenne pression à une seconde pression relativement plus faible. Selon un des aspects avantageux du procédé suivant l'invention, le flux moyenne pression de GNL alimentant l'échangeur cryogénique est produit en dérivant une partie du flux haute pression et en le détendant pour abaisser sa température, le débit du flux moyenne pression dépendant de la température du GNL et étant d'autant plus grand que cette température est haute. Dans un second aspect, l'invention, par ailleurs conforme à la définition générique qu'en donne le préambule, est caractérisée en ce que l'échangeur cryogénique de l'installation de fractionnement de gaz de pyrolyse est alimenté en au moins un fluide réfrigérant qui est du GNL. Selon un des aspects avantageux de l'installation suivant l'invention, la température du GNL à l'entrée de l'échangeur cryogénique peut varier de moins 890C à moins 1600C. Selon un des aspects avantageux de l'installation suivant l'invention, l'échangeur cryogénique est alimenté par deux flux de GNL, une flux haute pression à une première pression relativement plus haute et un flux moyenne pression à une seconde pression relativement plus faible. Selon un des aspects avantageux de l'installation suivant l'invention, le flux moyenne pression de GNL alimentant l'échangeur cryogénique est produit en dérivant une partie du flux haute pression et en le détendant pour abaisser sa température, le débit du flux moyenne pression dépendant de la température du GNL et étant d'autant plus grand que cette température est haute. D'autres caractéristiques avantageuses de l'invention ressortiront de la description qui en est faite ci-après, à titre indicatif et nullement limitatif, en référence au dessin annexé : - la planche 1/1 est un schéma de principe d'une installation de fractionnement de gaz de pyrolyse d'hydrocarbures suivant l'invention. L'alimentation en gaz issus de la pyrolyse d'hydrocarbures est représentée par la ligne 1 de la figure 1. Les caractéristiques de ce gaz sont typiquement les suivantes : température 40 C, pression 1.5 bars absolus, débit massique total environ 257 tonnes/heure, les débits massiques en kg/h des principaux composants de ce flux étant environ : Eau H2 CO CO2 Méthane Ethylène Ethane 12200 9800 260 40 11700 127100 83700 Propène 1, 3-Butadiène n-Butane Benzène 2700 3100 1400 3500 Les valeurs de débits, de températures et de pressions indiquées dans la description ci-dessous sont des valeurs obtenues par simulation numérique du procédé dans un mode de réalisation typique. Le flux 1 subit d'abord une opération 70 comprenant 5 étapes de compression et de séchage presque identiques, et une étape d'élimination du C02. Au cours de la première étape, le flux 1 reçoit un léger appoint d'eau 2, puis est comprimé par un compresseur 3 à une pression de 3 bars absolus, ce qui entraîne une élévation conjointe de la température à 93 C. Ce flux 1 est ensuite refroidi à 450C dans un échangeur de chaleur 4 à eau, provoquant la condensation d'une partie de la vapeur d'eau. Le flux 1 alimente alors un séparateur 5 permettant de séparer un flux de tête 6 représentant sensiblement la fraction gazeuse du flux 1, et un flux de pied 8 où se retrouvent les condensats du flux 1. Le séparateur 5 est également alimenté par un flux essentiellement liquide 7, constitué des condensats des étapes suivantes de séchage, qui passent quasi intégralement dans le flux 8. Le flux 6 subit alors une deuxième étape de traitement comprenant, comme la première étape, un appoint d'eau 9, une compression à 5,3 bars absolus et 910C par un compresseur 10, un refroidissement à 450C par un échangeur 11, puis une séparation dans un séparateur 12. Le séparateur 12 est également alimenté par un flux essentiellement liquide 14, constitué des condensats des étapes suivantes de séchage. Ces flux sont séparés en un flux de tête gazeux 13 et en un flux de pied liquide 15, qui, après une détente, constitue le flux 7 d'alimentation du séparateur 5. Le flux 13 subit une troisième étape de traitement comprenant, comme la première étape, un appoint d'eau 16, une compression à 10, 1 bars absolus et 910C par un compresseur 17, un refroidissement à 450C par un échangeur 18, puis une séparation dans un séparateur 19. Le séparateur 19 est également alimenté par un flux essentiellement liquide 22, constitué des condensats des étapes suivantes de séchage. Ces flux sont séparés en un flux de tête gazeux 20 et en un flux de pied liquide 23, qui, après une détente, constitue le flux 14 d'alimentation du séparateur 12. Le flux gazeux 20 reçoit un appoint d'eau 21 et est mélangé à un flux gazeux recyclé 65 venant de la tête d'une colonne de distillation 64. Ce flux 65 sera décrit plus bas. Son débit massique est d'environ 27900 kg/h, sa pression de 10 bars absolus et sa température de 400C. Ces trois flux combinés subissent comme précédemment une compression à 19,3 bars absolus et 900C par un compresseur 24, un refroidissement à 450C par un échangeur 25, puis une séparation dans un séparateur 26. Le séparateur 26 est également alimenté par un flux essentiellement liquide 28, constitué des condensats des étapes suivantes de séchage. Ces flux sont séparés en un flux de tête gazeux 27 et en un flux de pied liquide 29, qui, après une détente, constitue le flux 22 d'alimentation du séparateur 19. Le flux gazeux 27 subit alors une opération d'élimination du C02 par lavage par de la soude dans l'équipement 30, générant un flux 31 comprenant au moins la quasi-totalité du C02 initialement contenu dans le flux 27, et un flux 32 appauvri en C02 qui alimente ensuite un séparateur 33. Le séparateur 33 est également alimenté par un flux essentiellement liquide 41, constitué des condensats de la dernière étape de séchage. Ces flux sont séparés en un flux de tête gazeux 34 et un flux de pied liquide 72, qui, après une détente, constitue le flux 28 d'alimentation du séparateur 26. Le flux gazeux 34 reçoit un appoint d'eau 35 et subit comme précédemment une compression à 34,3 bars absolus et 880C par un compresseur 36, un refroidissement à 450C par un échangeur 37, puis un second refroidissement à 150C par un échangeur 38 refroidi par un cycle butane qui sera décrit plus bas, et enfin une séparation dans un séparateur 39. Le flux 34 est séparé en un flux de tête gazeux 40 et en un flux de pied liquide 41, qui, après refroidissement et détente, alimente le séparateur 33. Le flux gazeux 40 subit alors une dernière déshydratation dans le dessicateur 42 permettant d'éliminer les traces d'eau restante et donne le flux 73. L'ensemble des condensats collectés dans les séparateurs 5,12, 19,26, 33 et 39 constitue donc le flux 8, qui est aussi le second courant mentionné dans le préambule de la présente demande. Ce flux, d'un débit d'environ 21100 kg/h contient seulement de l'eau et quelques traces d'hydrocarbures. Les caractéristiques du flux 73 à la fin de l'opération de compression et de séchage 70 sont les suivantes : pression environ 33 bars absolus, température environ 15 C, débit environ 272600 kg/h. Il subit alors une opération 80 de refroidissement progressif et de liquéfaction partielle comprenant cinq étapes presque identiques de refroidissement dans un échangeur cryogénique 62 et de séparation gaz/liquide. Le flux 73 est refroidi et partiellement liquéfié une première fois dans l'échangeur cryogénique 62. Dans ce cas, chaque hydrocarbure est liquéfié en proportion croissante avec son poids moléculaire, le méthane étant liquéfié en très faible proportion, et l'hydrogène ne l'étant quasiment pas. Le flux résultant 74 passe ensuite dans un échangeur de chaleur 43 à contre-courant, qui amène sa température à moins 360C et contribue à liquéfier plus complètement le gaz, le fluide réfrigérant étant le liquide de pied 66 de la colonne à distiller 64 qui sera décrite plus bas. Le flux refroidi 75 obtenu alimente ensuite un séparateur gaz/liquide 44 séparant le flux 40 en un flux gazeux 45 et un flux liquide 71. Le flux liquide 71 subit une détente à 11,5 bars absolus ce qui amène sa température à environ moins 48 C et alimente un étage central 64a de la colonne à distiller 64. Il est composé essentiellement d'éthylène et d'éthane et contient une forte majorité des hydrocarbures en C3 et plus amenés par le flux 1. Le flux gazeux 45 est refroidi et partiellement liquéfié une seconde fois dans l'échangeur cryogénique 62. La quantité résiduelle d'hydrocarbures en C3 et plus entraînée avec le flux gazeux 45 est liquéfiée dans sa quasi-totalité. Une forte proportion de l'éthane et de l'éthylène contenus dans le flux 45 est liquéfiée, ainsi qu'une fraction du méthane comprise entre 10 et 15 %, l'hydrogène ne l'étant quasiment pas. Le flux 45 alimente ensuite un séparateur gaz/liquide 46 séparant le flux 45 en un flux gazeux 47 et un flux liquide 48. Le flux liquide 48 subit une détente à 11,5 bars absolus ce qui amène sa température à environ moins 710C et alimente un deuxième étage 64b de la colonne à distiller 64 situé au dessus de l'étage 64a d'alimentation par le flux 71. Il est composé essentiellement d'éthylène et d'éthane et contient du méthane et la quasi-totalité des hydrocarbures en C3 et plus non liquéfiés à la première étape de refroidissement. Le flux gazeux 47 est refroidi et partiellement liquéfié une troisième fois dans l'échangeur cryogénique 62 à environ moins 95 C. Une forte proportion de l'éthane et de l'éthylène entraînés dans le flux 47 est liquéfiée, ainsi qu'une fraction du méthane comprise entre 10 et 20 %, l'hydrogène ne l'étant quasiment pas. Le flux 47 alimente ensuite un séparateur gaz/liquide 49 séparant le flux 47 en un flux gazeux 50 et un flux liquide 51. Le flux liquide 51 subit une détente à 11,5 bars absolus ce qui amène sa température à environ moins 950C et, après mélange avec des flux liquéfiés aux deux étapes suivantes de refroidissement, alimente un étage de tête 64c de la colonne à distiller 64. Ce flux 51 est composé essentiellement d'éthylène et d'éthane et contient du méthane. Le flux gazeux 50 est refroidi et partiellement liquéfié une quatrième fois dans l'échangeur cryogénique 62. ce qui amène sa température à environ moins 115 C. Une forte proportion de l'éthane et de l'éthylène entraînés dans le flux 50 est liquéfiée, ainsi fraction du méthane inférieure à 15%, l'hydrogène ne l'étant quasiment pas. Le flux 50 alimente ensuite un séparateur gaz/liquide 52 séparant le flux 50 en un flux gazeux 53 et un flux liquide 54. Le flux liquide 54 subit une détente à 11,5 bars absolus ce qui amène sa température à environ moins 1210C et se mélange au flux 56 liquéfié à la dernière étape de refroidissement. Ce flux 54 est composé essentiellement d'éthylène et d'éthane et contient du méthane. Le flux gazeux 53 est refroidi et partiellement liquéfié une cinquième fois dans l'échangeur cryogénique 62 à environ moins 135 C. La quasi-totalité de l'éthane et de l'éthylène entraînés dans le flux 53 est liquéfiée, ainsi qu'une fraction du méthane inférieure à 15%, l'hydrogène ne l'étant quasiment pas. Le flux 53 alimente ensuite un séparateur gaz/liquide 55 séparant le flux 53 en un flux gazeux 59 et un flux liquide 56. Le flux liquide 56 subit une détente à 11,5 bars absolus et se mélange au flux 54 pour former le flux 57. Le flux 56 est composé essentiellement d'éthylène et d'éthane et contient du méthane. Le flux 57 est réchauffé à moins 980C par passage dans l'échangeur cryogénique 62, mélangé au flux 51, et alimente un étage de tête 64c de la colonne à distiller 64. Après cette cinquième étape de refroidissement, le flux 59 ne contient plus en quantité notable que de l'hydrogène et du méthane, les autres hydrocarbures étant à l'état de traces. En particulier l'éthane et l'éthylène ont été liquéfiés à plus de 99%. Son débit massique est d'environ 22000 kg/h dont 9900 kg/h d'hydrogène et 11400 kg/h de méthane. Sa pression est de 31,3 bars absolus environ et sa température de moins 1350C environ. Ce flux 59 est divisé en deux flux 60 et 61, le flux 60 ne représentant que quelques % du débit massique total. Le flux 60 se réchauffe dans l'échangeur 62 à une température de 400C puis est collecté, ce flux étant une partie 76a du premier courant 76 mentionné dans l'introduction. Le flux 61 passe également dans l'échangeur 62, se réchauffe à moins 104 C et se détend dans une turbine 68 à une pression de 7,7 bar et moins 1500C environ. Le flux détendu 78 se réchauffe ensuite une deuxième fois dans l'échangeur 62 à OOC et est comprimé à 10, 8 bars absolus et 410C environ par un compresseur 69 couplé à la turbine 68. Il est ensuite collecté et constitue une autre partie 76b du premier courant 76. Les flux de gaz 71,48, et 58 liquéfiés pendant l'opération 80 de liquéfaction et de refroidissement subissent une opération 90 de distillation permettant essentiellement de séparer le méthane de l'éthylène et de l'éthane. Comme indiqués ci-dessus ces flux sont injectés dans la colonne à distiller 62 à trois étages différents 64a, 64b et 64c. Un flux 63 d'un débit massique de 1000 kg/h environ contenant essentiellement de l'éthylène est injecté à un étage 64d situé en dessous de l'étage 64a où est introduit le flux 71. Ce flux 63 provient de la compression des gaz d'évaporation d'un stockage cryogénique et atmosphérique d'éthylène liquide obtenu par une séparation plus poussée du flux résultant de l'opération 90, cette étape de procédé n'étant pas couverte par le présent brevet et n'étant en conséquence pas décrite. Cette colonne permet de séparer un flux de tête 65 ayant un débit massique d'environ 27900 kg/h, une température de moins 710C environ sous une pression de 11,3 bars absolus, et un flux de pied 66 ayant un débit massique d'environ 223700 kg/h, une température de moins 410C environ sous une pression de 11,3 bars absolus. Le flux gazeux 65 contient la quasi-totalité du méthane et de l'hydrogène et une faible fraction de l'éthylène et de l'éthane venant des flux 71,48 et 58, et quasiment pas d'hydrocarbures en C3 et plus. Il est recyclé au quatrième étage de compression de l'opération 70. Le flux liquide 66 contient la plus grande partie de l'éthylène, de l'éthane et la quasi-totalité des hydrocarbures en C3 et plus venant des flux 71,48, et 58, et ne contient quasiment pas de méthane et d'hydrogène. Ce flux 66 est comprimé par la pompe 67 à 25 bars, réchauffé dans l'échangeur 62 à moins 110C environ, puis collecté. Les débits massiques des principaux constituants sont les suivants. Eau H2 Co C02 Méthane Ethylène Ethane 0 0 0 0 9 127100 83700 Propène 1, 3 Butadiène n-Butane Benzène 270031001400 3500 Il constitue le troisième courant 77 défini dans le préambule. Le refroidissement de l'échangeur principal 62 est principalement assuré par un flux d'alimentation 400 de GNL sous environ 52 bar relatif. La température d'alimentation du GNL peut varier typiquement entre moins 89 et moins 160 C, le débit nécessaire pour apporter le pouvoir réfrigérant variant en conséquence entre 100800 et 176600 kg/h. Le flux 400 est ensuite séparé en un flux moyenne pression 401 et un flux haute pression 402, le flux 401 subissant une détente à 30 bars qui abaisse sa température. Le débit du flux 401 dépend de la température d'alimentation du GNL, ce débit étant d'autant plus grand que la température est faible. Dans un mode de réalisation où la température d'alimentation est de moins 89 C, le débit du flux 401 est de 17700 kg/h environ, et la température du GNL après détente à 30 bars absolus est de moins 99 C. Dans ce cas, la réfrigération nécessaire au refroidissement du flux 50 à moins 1150C et du flux 53 à moins 1350C viennent du flux 61 après détente dans la turbine 68. Dans un mode de réalisation où la température d'alimentation est de moins 160 C, le débit du flux 401 est nul. Les flux 402 et/ou 401 alimentent l'échangeur cryogénique 62, et subissent une évaporation complète. La réfrigération cédée pendant cette évaporation sert au refroidissement de différents flux traversant l'échangeur 62. La température de sortie des flux 401 et 402 est environ de 30 C. Un cycle de récupération de froid annexe typiquement au butane comprenant au moins une cuve de stockage 701 et une pompe de circulation 702 assure le refroidissement de l'échangeur 38 et éventuellement d'autres échangeurs 703. L'échangeur cryogénique 62 joue le rôle d'échangeur apportant du froid à ce cycle. Dans les opérations 70,80 et 90 décrites cidessus, le CO contenu dans le flux 1 se comporte sensiblement comme l'hydrogène, et les éventuels hydrocarbures en C2 se comportent sensiblement comme l'éthylène et l'éthane. Dans une variante de réalisation, les compresseurs 3,10, 17,24 et 36 peuvent être remplacés par un compresseur multi-étages unique. Il ressort clairement de cette description que les débits massiques importants de gaz à traiter et les très basses températures nécessaires pour la liquéfaction des gaz de pyrolyse d'hydrocarbures demandent une capacité de refroidissement importante. Les cycles classiques de refroidissement de cette taille sont très coûteux. L'utilisation des frigories cédés par le GNL pendant sa regazéification permet d'éliminer presque entièrement ces cycles. Elle permet de valoriser le pouvoir frigorifique du GNL, qui serait perdu sinon. Les puissances thermiques mises en jeu dans l'art antérieur et selon l'invention sont indiquées approximativement dans le tableau cidessous : Cas art avec GNL selon l'invention antérieur cas 1 cas 2 cas 3 Réfrigération nécessaire Puissance du cycle kW 10800 0 0 0 secondaire Puissance du cycle kW 9900 0 0 0 tertiaire Total kW 20700 0 0 Gaz naturel liquéfié utilisé Débit de GNL vaporisé kg/h 0 176600 119600 100800 Chaleur de vaporisation du kW 0 27100 25800 24100 GNL Température du GNL oc moins 89.4 moins 135 moins 158.8 Pression du GNL bars 52 52 52 Gaz naturel produit 0 Température C 30 30 30 Gaz à 30 bars kg/h 17600 0 0 Gaz à 50 bars kg/h 159000 119600 100800 REVENDICATIONS 1. Procédé de fractionnement d'un gaz (1) issu de la pyrolyse d'hydrocarbures, renfermant de l'hydrogène et des hydrocarbures, en particulier des hydrocarbures de Ci à C4 incluant de l'éthylène, de l'éthane et du méthane, éventuellement de l'eau et du C02, en au moins un premier courant (76) enrichi en hydrogène et en méthane, éventuellement au moins un second courant (31) composé essentiellement d'eau, et en au moins un troisième courant (77) contenant la plus grande partie des autres hydrocarbures en C2 et supérieur, en particulier l'éthylène et l'éthane, comprenant : a/une opération (70) de compression et de séchage du gaz (1) par passage dans une série de compresseurs (3,10, 17,24, 36) associés chacun à un refroidisseur respectivement (4,11, 18,25, 37) et un séparateur respectivement (5,12, 19,26, 39), et comprenant en outre une étape d'élimination du C02, si le gaz (1) en contient trop, pour l'obtention d'un gaz comprimé (73), b/une opération (80) de refroidissement progressif et de liquéfaction partielle du gaz (73) issu de l'opération (70) de compression et de séchage, par passages successifs dans un échangeur cryogénique (62) et séparation dans des séparateurs (44,46, 49,52, 55) en (i) des liquides respectivement (71,48, 51,54, 56) enrichis en hydrocarbures en C2 et supérieurs, en particulier en éthylène et en éthane, mais pauvres en hydrogène et en méthane, et en (ii) des gaz respectivement (45,47, 50,53, 59) appauvris en hydrocarbures en C2 et supérieurs, en particulier en éthylène et en éthane, chaque passage successif dans l'échangeur cryogénique (62) amenant les gaz (73,45, 47,50, 53) à une température relativement plus basse et permettant donc de liquéfier plus complètement les hydrocarbures, le gaz (59) issu du dernier séparateur (55) constituant le premier courant (76), contenant essentiellement de l'hydrogène et du méthane et une très faible quantité d'éthylène et d'éthane, ce gaz (59) étant ensuite réchauffé dans l'échangeur cryogénique (62) et collecté, c/une opération de distillation (90) dans une colonne (64), alimentée à différents niveaux par les liquides (71,48, 51,54, 56) collectés à l'opération (80) et partiellement détendus, ladite colonne (64) permettant de séparer, dans une partie supérieure relativement plus froide, un courant de tête gazeux (65) enrichi en méthane et appauvri en éthylène et en éthane, et dans une partie inférieure relativement moins froide un courant de pied liquide (66) appauvri en méthane et enrichi en éthylène et en éthane, le courant de tête (65) étant réchauffé dans l'échangeur cryogénique (62) et recyclé à l'opération (70), en amont du compresseur dont la pression d'entrée est la plus proche de la pression de fonctionnement de la colonne (64), le courant de pied (66) étant réchauffé dans l'échangeur cryogénique (62) et collecté et constituant le troisième courant (77), caractérisé en ce que l'échangeur cryogénique (62) est refroidi par au moins un fluide réfrigérant (400) qui est du gaz naturel liquide (GNL). 2. Procédé de fractionnement d'un gaz issu de la pyrolyse d'hydrocarbures selon la revendication 1, caractérisé en ce que la température du GNL (400) à l'entrée de l'échangeur cryogénique (62) peut varier de moins 890C à moins 160 C. 3. Procédé de fractionnement d'un gaz issu de la pyrolyse d'hydrocarbures selon la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce que l'échangeur cryogénique (62) est alimenté par deux flux de GNL, une flux haute pression (402) à une première pression relativement plus haute et un flux moyenne pression (401) à une seconde pression relativement plus faible. 4. Procédé de fractionnement d'un gaz issu de la pyrolyse d'hydrocarbures selon la revendication 3, caractérisée en ce que le flux moyenne pression (401) de GNL alimentant l'échangeur cryogénique (62) est produit en dérivant une partie du flux haute pression (402) et en le détendant pour abaisser sa température, le débit du flux moyenne pression (401) dépendant de la température du flux de GNL (400) et étant d'autant plus grand que cette température est haute. 5. Installation de fractionnement d'un gaz (1) issu de la pyrolyse d'hydrocarbures, renfermant de l'hydrogène et des hydrocarbures, en particulier des hydrocarbures de CI à C4 incluant de l'éthylène, de l'éthane et du méthane, éventuellement de l'eau et du CO2, en au moins un premier courant (76) enrichi en hydrogène et en méthane, éventuellement au moins un second courant (31) composé essentiellement d'eau, et en au moins un troisième courant (77) contenant la plus grande partie des autres hydrocarbures en C2 et supérieur, en particulier l'éthylène et l'éthane, comprenant : a/une unité (70) de compression et de séchage du gaz (1) par passage dans une série de compresseurs (3,10, 17, 24,36) associés chacun à un refroidisseur respectivement (4,11, 18,25, 37) et un séparateur respectivement (5, 12,19, 26,39), comprenant en outre une étape d'élimination du CO2 si le gaz (1) en contient trop, pour l'obtention d'un gaz comprimé (73), b/une unité (80) de refroidissement progressif et de liquéfaction partielle du gaz (73) issu de l'unité (70) de compression et de séchage, par passages successifs dans un échangeur cryogénique (62) et séparation dans des séparateurs (44,46, 49,52, 55) en (i) des liquides respectivement (71,48, 51,54, 56) enrichis en hydrocarbures en C2 et supérieurs, en particulier en éthylène et en éthane, mais pauvres en hydrogène et en méthane, et (ii) des gaz respectivement (45,47, 50,53, 59) appauvris en hydrocarbures en C2 et supérieurs, en particulier en éthylène et en éthane, chaque passage successif dans l'échangeur cryogénique (62) amenant les gaz (73,45, 47,50, 53) à une température relativement plus basse et permettant donc de liquéfier plus complètement les hydrocarbures, le gaz (59) issu du dernier séparateur (55) constituant le premier courant (76), contenant essentiellement de l'hydrogène et du méthane et une très faible quantité d'éthylène et d'éthane, ce gaz (59) étant ensuite réchauffé dans l'échangeur cryogénique (62) et collecté, c/une unité de distillation (90) comprenant essentiellement une colonne (64), alimentée à différents niveaux par les liquides (71,48, 51,54, 56) collectés dans l'unité (80) et partiellement détendus, ladite colonne (64) permettant de séparer, dans une partie supérieure relativement plus froide, un courant de tête gazeux (65) enrichi en méthane et appauvri en éthylène et en éthane, et dans une partie inférieure relativement moins froide un courant de pied liquide (66) appauvri en méthane et enrichi en éthylène et en éthane, le courant de tête (65) étant réchauffé dans l'échangeur cryogénique (62) et recyclé dans l'unité (70), en amont du compresseur dont la pression d'entrée est la plus proche de la pression de fonctionnement de la colonne (64), le courant de pied (66) étant réchauffé dans l'échangeur cryogénique (62) et collecté et constituant le troisième courant (77), caractérisée en ce que l'échangeur cryogénique (62) est refroidi par au moins un fluide réfrigérant (400) qui est du gaz naturel liquide (GNL). 6. Installation de fractionnement d'un gaz issu de la pyrolyse d'hydrocarbures selon la revendication 5, caractérisée en ce que la température du GNL (400) à l'entrée de l'échangeur cryogénique (62) peut varier de moins 890C à moins 160 C. 7. Installation de fractionnement d'un gaz issu de la pyrolyse d'hydrocarbures selon la revendication 5 ou 6, caractérisée en ce que l'échangeur cryogénique (62) est alimenté par deux flux de GNL, un flux haute pression (402) à une première pression relativement plus haute et un flux moyenne pression (401) à une seconde pression relativement plus faible. 8. Installation de fractionnement d'un gaz issu de la pyrolyse d'hydrocarbures selon la revendication 7, caractérisée en ce que le flux moyenne pression (401) de GNL alimentant l'échangeur cryogénique (62) est produit en dérivant une partie du flux haute pression (402) et en le détendant pour abaisser sa température, le débit du flux moyenne pression (401) dépendant de la température du flux de GNL (400) et étant d'autant plus grand que cette température est haute.