FR 2858830 A1 20050218 FR 0309895 A 20030813 Arrière-plan de l'invention La présente invention a pour objet un procédé de réfrigération de l'air d'entrée des turbines à gaz d'installations gazières. L'invention trouve notamment application dans les installations gazières suivantes: - les terminaux de regazéification de gaz naturel liquéfié (GNL), - les usines de liquéfaction de gaz naturel, - les grands gazoducs de transport, - les installations de réinjection de gaz dans les gisements. Les installations gazières tirant leur énergie des turbines à gaz sont pénalisées par l'effet de la variation de température ambiante sur la puissance disponible de ces turbines qui diminue de 0,5 % à 1 %, suivant les modèles, lorsque la température de l'air augmente de un kelvin. Le rendement de ces turbines est lui aussi affecté, quoique dans une moindre mesure, par cette augmentation de température. De surcroît c'est justement à température ambiante élevée que le plus souvent l'installation requiert plus de puissance pour un débit de gaz donné. Dans ces conditions les prescripteurs adoptent actuellement l'un ou l'autre des choix suivants: soit les turbines à gaz sont choisies de façon à assurer la puissance requise par le fonctionnement nominal du procédé gazier pour la température ambiante la plus élevée. La puissance de la turbine est alors définie compte tenu d'un détimbrage en puissance qui atteint couramment de 20 à 25 % avec une dégradation du rendement de l'ordre de 5 %. Ceci conduit non seulement à majorer le coût d'investissement mais aussi à une sous utilisation de cette puissance en période froide, donc à un rendement encore moindre, celui-ci étant très rapidement détérioré dès que l'on réduit la charge sur les turbines à gaz; É soit il est admis que la production de l'installation gazière se réduise lorsque la température augmente ce qui a un impact sur l'efficacité d'utilisation des autres parties le l'installation gazière, voire sur les éléments en amont et en aval de cette installation. Il est donc souhaitable de pouvoir réfrigérer l'air d'entrée de ces turbines (jusqu'à environ 5 à 10 C pour éviter tout givrage), afin d'obtenir des puissances disponibles supérieures à la puissance nominale à 15 C, au lieu d'un détimbrage de 20 à 25 %. L'effet tant sur la puissance des turbines à gaz que sur le rendement peut être encore largement accru si l'on peut refroidir l'air d'entrée à des températures plus basses comme par exemple -20 C, ce qui suppose d'éviter la formation de givre. Il existe donc un besoin de disposer d'un procédé de réfrigération permettant d'améliorer la capacité et l'efficacité d'installations gazières dont la production est conditionnée par la puissance fournie par des turbines de gaz. Résumé de l'invention La présente invention répond à ce besoin, au moyen d'un procédé selon lequel on réfrigère l'air d'entrée de ces turbines par des cycles réfrigérants, en modifiant ou optimisant le procédé gaz de ces installations pour bénéficier de cette puissance accrue, et/ou en intégrant ce cycle de réfrigération dans le procédé gaz proprement dit de manière, soit à obtenir du froid à partir du procédé gaz, soit à faire bénéficier ce procédé, conjointement avec la turbine à gaz, au niveau du froid ou au niveau du chaud, de l'existence du cycle de réfrigération. Une telle réfrigération ne requiert pas des installations frigorifiques d'un coût élevé, corrélativement elle n'exige, dans le cas de cycles à compression, qu'une puissance mécanique limitée qui n'est qu'une fraction du surcroît de puissance obtenu sur la turbine à gaz; ou encore elle n'en requiert pratiquement aucune, soit si le froid est disponible par ailleurs, soit si le froid est obtenu à partir d'énergie thermique dans des cycles de réfrigération à absorption. Cette réfrigération présente également l'avantage d'être très peu coûteuse si le froid est disponible gratuitement sur le procédé gazier (cas des terminaux de réception et de regazéification du gaz naturel liquéfié) ou peut être obtenu par un simple surdimensionnement marginal du procédé gazier (cas des installations de liquéfaction de gaz). L'invention a donc pour objet un procédé pour augmenter la capacité et l'efficacité d'installations gazières du type comprenant au moins une turbine à gaz, lequel procédé comprend le refroidissement de l'air entrant dans les turbines à gaz. Ce refroidissement est communiqué à l'air: - soit pour des refroidissement au-dessus de 0 C par des échangeurs dans lesquels circule un fluide de transfert thermique qui peut être de l'eau froide, de l'eau glycolée (ci-après également solution (aqueuse) de glycol), de l'eau additionnée de méthanol (ci-après également solution (aqueuse) de méthanol), ou de l'eau additionnée d'un antigel, de préférence une solution aqueuse de glycol ou de méthanol; - soit par contact, au sein d'un contacteur comprenant préférentiellement un garnissage, dans lequel descend par gravité un fluide de transfert thermique tel qu'une solution de glycol, qui abaisse le point de rosée de l'air et permet de le refroidir au-dessous de 0 C et jusqu'à -20 C sans risque de givrage. Le glycol doit alors être régénéré avant d'être recyclé dans la boucle de froid. Ces éléments, échangeurs ou contacteurs, sont situés préférentiellement auprès du filtre à air de la turbine à gaz et un séparateur de gouttelettes est avantageusement disposé à leur aval, à l'entrée du compresseur d'air de la turbine. Le froid est communiqué au réfrigérant préférentiellement à partir du procédé gazier lui-même, mais peut être également, en totalité ou partiellement, fourni par des modules spécifiques de réfrigération, notamment par des cycles à absorption pouvant avantageusement tirer leur énergie thermique des gaz d'échappement de la turbine à gaz. L'eau condensée par refroidissement de l'air et/ou en tête de la colonne régénérant le glycol peut, le cas échéant, être utilement récupérée notamment dans les localisations où l'eau est rare pour procurer un supplément de puissance pour les turbines à gaz par injection au niveau des chambres de combustion de la turbine à gaz, ou par vaporisation à saturation dans l'air entrant pour d'autres turbines du procédé gazier. Brève description des figures La figure 1 représente un terminal de réception et de regazéification du gaz naturel liquéfié associé à une centrale thermique à turbine à gaz. Les figures 2 à 5 représentent une installation de liquéfaction de gaz. Les figures 6 à 9 représentent une station de compression de gazoduc. La figure 10 représente une installation de réinjection de gaz dans les gisements d'hydrocarbures. Description détaillée des modes de réalisation préférés de l'invention, Selon un premier mode de réalisation, le procédé de l'invention est appliqué aux terminaux de réception et de regazéification du gaz naturel liquéfié associés à des centrales thermiques à turbine à gaz. Actuellement, les terminaux de regazéification de GNL qui reçoivent le gaz naturel liquéfié par navires méthaniers à raison généralement de plusieurs millions de tonnes par an, regazéifient le gaz liquéfié, après l'avoir mis à la pression du réseau par une ou des pomperies, en apportant de la chaleur: - soit par des vaporiseurs à ruissellement utilisant de l'eau de mer qui est de ce fait refroidie, les limitations de ce refroidissement imposant de grands débits d'eau donc des installations coûteuses, - soit par des vaporiseurs à combustion immergée qui consomment 25 donc de l'énergie (environ 200 kW h/t, soit 1,5 % de l'énergie du gaz regazéifié). Cependant, on envisage maintenant de plus en plus de localiser près de ces terminaux des centrales électriques, notamment à cycle combiné, qui consomment une partie du gaz émis par le terminal. Dans ces projets de terminaux de regazéification de GNL associés à des centrales à cycles combinés, il est donc venu tout naturellement à l'idée des concepteurs de combiner la demande de chaleur du terminal pour regazéifier le GNL, et les sources de chaleur émises par la centrale électrique. Ceci permet d'une part, de réaliser des installations éventuellement moins coûteuses au niveau du terminal, d'autre part, dans certains cas, de faire bénéficier la centrale électrique d'un apport de froid pouvant améliorer les performances du cycle thermique. Sur ce dernier point, la meilleure utilisation du froid consiste à refroidir l'air d'entrée de la turbine à gaz. Toutefois, les possibilités de ce système sont limitées dans les solutions actuellement envisagées, par la température de l'air à l'admission de la turbine à gaz qui doit rester supérieure à 5 C pour éviter le givrage. En hiver, la baisse de température de l'air d'entrée est donc, soit annulée, soit très réduite, et par ailleurs le terminal doit donc faire appel aux autres sources de chaleur disponibles sur le cycle combiné pour regazéifier le GNL. Ces inconvénients peuvent être évités, et le bénéfice sur la capacité de production ainsi que le rendement du cycle combiné peuvent être considérablement augmentés, si l'on utilise le froid disponible sur le terminal pour refroidir l'air d'entrée en dessous de 0 C et jusqu'à environ -20 C, ce qui est possible en supprimant le phénomène de givrage. Le procédé de l'invention consiste à refroidir et assécher de façon concomitante l'air d'entrée de la (ou des) turbine(s) à gaz par un arrosage par une solution de glycol froid circulant à contre courant de l'air, dans un contacteur muni d'un garnissage, le glycol froid provenant des échangeurs de regazéification du terminal. La solution de glycol injectée froide permet de refroidir l'air jusqu'à des températures pouvant aller jusqu'à -20 C sans risque de givrage. Le glycol récupéré en bas du contacteur, chargé de la majeure partie de l'eau contenue dans l'air fourni à la turbine à gaz, est régénéré dans une colonne à distiller où l'énergie de rebouillage est obtenue préférentiellement à partir des fumées d'échappement de la / des turbine(s) à gaz. Le cas échéant, la vapeur d'eau sortant en tête de la colonne de régénération peut être recondensée par échange avec le glycol venant du contacteur et servir par un module de réinjection à une injection d'eau au niveau de la chambre de combustion de la turbine à gaz de façon à en augmenter encore la capacité de production, si cela est permis par les limitations mécaniques. Le glycol régénéré chaud de fond de colonne de la régénération est, après refroidissement par échange thermique avec le glycol à régénérer, avant son entrée dans la colonne, et/ou par aéroréfrigérant, envoyé se refroidir dans les regazéifieurs du terminal GNL. Ces derniers sont des échangeurs tubulaires (le glycol étant côté calandre). Dans les rares périodes où le cycle combiné est à l'arrêt ou par temps très froid, la totalité ou le complément de fourniture de chaleur pour la regazéification est fournie par un moyen de secours comme par exemple des chaudières alimentées en gaz naturel et réchauffant la solution de glycol en amont des échangeurs de regazéification, et/ou en réchauffant cette solution à partir de la chaleur des fumées sortant du cycle combiné, via une dérivation de la boucle d'eau chaude utilisée pour le rebouillage de la colonne de régénération du glycol. Dans le cas où le terminal GNL est à l'arrêt, la centrale à cycle combiné peut toujours fonctionner sur le gaz du réseau avec un air d'entrée non refroidi, donc avec la simple perte de l'augmentation de capacité apportée par le refroidissement. Une description détaillée de ce mode de réalisation est donnée ci-après en se référant au schéma de la figure 1. Le GNL (101) provenant des pompes haute pression du terminal méthanier est envoyé dans des échangeurs tubulaires (160) où il échange de la chaleur et se regazéifie (103) par échange avec la solution glycol/eau chaude circulant côté calandre. Ce glycol entre chaud dans les échangeurs (160) et en ressort à la température requise pouvant aller jusqu'aux environs de -25 C. II est alors dirigé vers la partie supérieure du contacteur air-glycol (121) situé après le filtre à air (122) de la turbine à gaz (120) de la centrale électrique. Ce contacteur contient préférentiellement un garnissage (123) permettant de maximiser le contact entre l'air et la solution de glycol. Le dimensionnement du contacteur est fait de manière à assurer une vitesse de l'air évitant tout entraînement mécanique du liquide par l'air. A titre de précaution, un récupérateur de gouttelettes (125) permet d'éviter tout entraînement vers la turbine à gaz. En bas du contacteur (121), la solution de glycol (105), chargée de l'eau extraite de l'air, se retrouve, à une température légèrement inférieure à celle de l'air ambiant, tandis que l'air sort à la partie supérieure du contacteur à une température légèrement supérieure à celle de la solution de glycol froide en provenance de l'échangeur tubulaire regazéifieur du terminal GNL, le niveau de cette température est optimisé en fonction des caractéristiques de la turbine et des bilans thermiques réciproques du terminal et de la centrale électrique. La solution de glycol humide (105) est envoyée vers l'unité de régénération grâce à la pompe (130). Dans cette unité, le glycol humide est utilisé préférentiellement pour condenser l'eau de reflux de la colonne (132). Si cela est nécessaire, en fonction du bilan thermique, il est réchauffé dans l'échangeur (135) par le glycol régénéré sortant du rebouilleur de la colonne de régénération, puis injecté dans la colonne (132). Réciproquement, le glycol sec et chaud provenant du rebouilleur (136), après être éventuellement refroidi dans l'échangeur (135), est envoyé dans les échangeurs regazéifieurs du terminal (160). L'énergie de rebouillage de l'unité de régénération de glycol est apportée par une boucle de fluide caloporteur ou de vapeur. L'eau extraite du glycol (110) est, soit rejetée après traitement dans le milieu ambiant, soit réinjectée dans la turbine à gaz (si celle-ci le permet) au niveau des chambres de combustion par un module de réinjection (107). La boucle de fluide caloporteur (ou de vapeur) servant au rebouillage tire son énergie d'un fuseau (140) situé dans les gaz d'échappement de la turbine à gaz (120), en aval de la chaudière du cycle vapeur de la centrale à cycle combiné. Dans une variante de ce mode de réalisation, une partie du glycol humide (105) en provenance de la pompe de reprise (130), sert à refroidir l'air en amont du contacteur (121) dans un échangeur (102) de manière à condenser une partie de l'eau afin de réduire la puissance de l'unité de régénération de glycol. Ce prérefroidissement est régulé en débit de façon à ce que la température de l'air ne descende pas au-dessous de +5 / +10 C. La boucle de glycol peut également servir à regazéifier le GNL quand l'air ne fournit plus la chaleur de regazéification: - lorsque la centrale thermique est à l'arrêt, - lorsque la température de l'air ambiant est trop basse et ne peut pas fournir la chaleur suffisante. Dans le premier cas (centrale thermique à l'arrêt) supposé peu fréquent on peut se permettre de consommer du gaz: des chaudières de secours (150) permettent de fournir l'énergie suffisante au système. Le passage par le contacteur air-glycol est évité par la mise en oeuvre des vannes et le glycol ne sert plus que de liquide de transfert entre chaudières et regazéifieurs. Dans le deuxième cas, selon la fréquence de ces conditions: - soit on utilise en complément les chaudières de secours comme indiqué plus haut, soit on dérive de l'eau chaude, en provenance des faisceaux de récupération de chaleur fournissant normalement la chaleur de rebouillage de la boucle, vers les chaudières eau/glycol qui jouent alors le rôle d'échangeur sans utilisation de combustible. Selon un second mode de réalisation, le procédé de l'invention est 25 appliqué à des installations de liquéfaction de gaz. En ce qui concerne de telles installations, deux procédés sont actuellement généralement utilisés pour liquéfier le gaz. Tous les deux comportent un premier niveau de froid constitué par un cycle propane. Dans d'autres procédés moins répandus, le fluide frigorigène procurant ce premier niveau de froid peut être un mélange de gaz, et on pourrait appliquer à ces procédés des solutions similaires à celle décrite ciaprès pour les procédés à cycle propane. Lorsque la température ambiante augmente, la charge spécifique de ce premier niveau de froid augmente de façon considérable en application de la Loi de CARNOT car la température de la source chaude (l'air ambiant ou l'eau de mer où on rejette les frigories) est plus élevée. Comme on ne peut que très partiellement basculer cette charge accrue sur les cycles des niveaux plus froids, le premier niveau de froid constitue généralement le goulot d'étranglement à température ambiante élevée des installations de liquéfaction. Or à cette puissance accrue, requise par le (les) compresseur(s) propane, correspond à contrario une diminution de la puissance disponible sur la (les) turbine(s) à gaz entraînant ce(s) compresseur(s). Ces deux phénomènes inverses ne peuvent être conciliés que par une réduction de la production de GNL, qui entraîne une réduction du débit de propane, réduction qui, par ailleurs, est défavorable, car elle déplace le point de fonctionnement des compresseurs propane dans une zone à rendement dégradé, ce qui en augmente encore la puissance requise. Au total, par exemple, à 33 C de température ambiante, la capacité de liquéfaction peut être réduite de 15 à 17 % par rapport à son niveau à 21 C. Il en résulte, en été, une baisse du potentiel de production et, en amont, une sous utilisation des installations de production et traitement de gaz et des gazoducs ainsi, qu'en aval, un problème difficile de gestion des navires méthaniers dont la capacité d'emport en été reste égale, sinon meilleure, du fait des conditions de mer généralement moins sévères qu'en hiver. Considérant que le coût des installations d'un train de liquéfaction est considérable (coût qui peut être doublé par le coût des installations amont), alors que le coût proprement dit des turbines à gaz d'entraînement des compresseurs du cycle de liquéfaction n'en représente qu'une faible fraction, on peut se demander pourquoi, dans les installations actuelles, on ne prévoit pas des turbines à gaz plus puissantes. L'explication tient à ce que les turbines à gaz présentent une gamme de modèles bien définie et que les concepteurs de procédé qui cherchent à réaliser des unités de grande capacité ont en fait déjà aligné, pour une température moyenne, le dimensionnement de leur procédé sur les modèles existants les plus puissants, dans la catégorie, généralement considérée, des turbines industrielles. Cela les a même conduit, pour les deux grosses turbines à gaz souvent utilisées dans les trains de liquéfaction du procédé APCI (Air Products), au recours coûteux d'un ajout de puissance par des moteurs électriques à vitesse variable installés sur le même arbre. Dans ces conditions, la possibilité d'effacer totalement ou partiellement la chute de puissance de ces turbines à température élevée, voire de l'augmenter par un refroidissement plus poussé, a tout son intérêt pour un nouveau projet de grande capacité. C'est encore plus le cas s'il s'agit d'une opération de dégoulottage d'installations de liquéfaction existantes, dont on peut ainsi améliorer la production en été et la maintenir à un niveau voisin du niveau hiver toute l'année. L'adaptation du procédé de l'invention aux installations de liquéfaction de gaz naturel peut se décliner selon trois variantes décrites ci-après: a) Une première variante est représentée par les schémas des figures 2 et 3. Dans les deux cas il est créé en dérivation des deux étages de pression supérieurs du cycle propane, deux évaporateurs supplémentaires destinés à refroidir une boucle d'eau glycolée. Le schéma de la figure 2 est un exemple préférentiel d'application au procédé de liquéfaction PHILLIPS et est explicité comme suit. Le premier évaporateur dit HP (207) avec une température côté propane de 7 à 10 C peut refroidir l'eau glycolée jusqu'à 10 à 15 C. Le second évaporateur dit MP (208) avec une température côté propane d'environ -5 C peut refroidir l'eau glycolée jusqu'à 0 C. L'eau glycolée est envoyée dans l'échangeur air/eau glycolée (202) installé à l'admission de la turbine à gaz (220) d'entraînement du (des) compresseur(s) propane. Des vannes de contrôle de débit permettent d'optimiser la répartition de l'eau glycolée froide, entre les admissions d'air 2858830 11 des différents cycles, de façon à obtenir un fonctionnement où la puissance augmentée des turbines est utilisée au mieux. On peut ainsi obtenir le gain de production de GNL maximal. Optionnellement, l'eau condensée par le refroidissement d'air et récupérée dans le(s) collecteur(s) (204) est stockée dans la capacité (205) de façon à pouvoir être réinjectée sous pression, dans la période la plus chaude de la journée, soit selon les dispositifs communément utilisés par les constructeurs de turbine au niveau des chambres de combustion des turbines à gaz, soit selon les dispositifs préconisés par certains constructeurs, directement à l'aspiration du compresseur d'air ou elle se vaporise en cours de compression réduisant ainsi la puissance de compression. Selon le schéma de la figure 2, l'eau stockée dans la capacité (205) est injectée dans les turbines (220) et (220 bis) via le module d'injection (206) au niveau des chambres de combustion (206 bis). Cette option est particulièrement valable dans les pays où l'eau douce ne peut être procurée aisément et où l'air ne présente cependant, du fait de la proximité de la mer, qu'un taux d'humidité faiblement réduit dès que la température baisse. Du côté du cycle propane, les évaporateurs propane/eau glycolée sont alimentés en série à partir d'une dérivation du circuit de propane condensé. Le propane gazeux en provenance des évaporateurs (207 et 208) est renvoyé respectivement à l'aspiration des étages haute pression et moyenne pression de ce compresseur. Le schéma de la figure 3 est un exemple préférentiel d'application au procédé de liquéfaction APCI et est analogue à l'application au procédé PHILLIPS décrit ci-dessus, mais en diffère par les points suivants: Du fait que, dans ce procédé, la surcharge due aux températures ambiantes élevées peut être plus aisément répartie entre le cycle propane et le cycle de niveau de température inférieure dit cycle MR par modification de la composition du mélange réfrigérant du cycle MR, on a intérêt à augmenter, par la réfrigération de l'air, la puissance des turbines à gaz des deux groupes, même si celle du groupe entraînant le compresseur propane doit être plus importante de façon à compenser la surcharge due au débit supplémentaire de propane des évaporateurs (307 et 308). Pour cette raison, l'eau glycolée froide, sortant de l'évaporateur (308), est envoyée, en parallèle, dans les échangeurs air/eau glycolée (302) des deux turbines (320) où est également récupérée l'eau de condensation, dans les collecteurs (304) et capacités (305), aux fins de réinjection par les modules (306). La répartition du débit d'eau glycolée froide et, en période chaude, de l'injection d'eau entre les turbines à gaz est régulée par des vannes de contrôle ne figurant pas sur le schéma de façon à ce que l'augmentation de puissance en résultant soit optimale eu égard à la capacité de production de GNL. Dans le cas où l'entraînement des compresseurs est assuré de façon différente, par exemple avec une turbine à gaz, entraînant le compresseur propane et deux turbines à gaz se répartissant respectivement la compression BP et HP du cycle MR, les dispositifs pourraient se rapprocher de ceux relatifs au procédé PHILLIPS décrit ci-dessus, c'est-à- dire, n'impliquant pas forcément les installations d'une réfrigération d'air sur les turbines du cycle MR: le choix dépend des bilans de puissance respectifs des cycles considérés aux températures ambiantes élevées et des conditions climatiques. Le fonctionnement aux différentes températures de ces deux procédés ainsi modifiés peut s'analyser comme suit: É Dans les cas de température la plus chaude, le débit d'eau glycolée froide est envoyé préférentiellement vers l'admission d'air du compresseur propane de façon à obtenir un air de 5 à 10 C. L'augmentation de puissance de la turbine à gaz en résultant est partagée entre la puissance requise pour comprimer le propane supplémentaire, émis au niveau des évaporateurs propane/eau glycolée, et entre le supplément de puissance correspondant à une augmentation du débit de gaz à liquéfier. Le refroidissement d'air des autres turbines des cycles de niveau de température inférieure est ajusté de façon à ce que leur puissance permette de traiter ce débit augmenté ainsi autorisé par la puissance accrue de la turbine propane. Ceci ne nécessite pas de refroidir l'air autant que sur la turbine propane. Aussi pour ce faire, optionnellement, comme représenté dans le schéma de la figure 2 dans les pays chauds et secs, le refroidissement d'air de ces turbines (220 bis) peut être obtenu par simple injection d'eau dans l'air d'admission au niveau d'un vaporiseur (202 bis), ce qui peut suffire pour obtenir la baisse de température moins élevée requise sur ces turbines. É Lorsque la température ambiante est moins élevée aux environs de 15 C, le cycle propane est moins chargé et c'est en général la puissance disponible sur les turbines à gaz des autres cycles à niveau de température inférieur qui limite la production. Dans ce cas, si on a comme représenté dans le schéma de la figure 3, prévu également une réfrigération d'air sur la turbine de cet (ces) autre(s) cycle(s), l'eau glycolée est envoyée préférentiellement vers l'air d'admission de ces turbines et leur permet d'obtenir un supplément de production de l'ordrede6à7%. Eventuellement encore l'eau de condensation peut être réinjectée dans le système des chambres de combustion pour obtenir un supplément de 20 puissance si nécessaire. É Lorsque l'air est à 10 C le refroidissement d'air obtenu est au maximum de 5 C et le gain de production ainsi obtenu limité à 3 ou 4 %. b) Une deuxième variante est représentée par le schéma de la figure 4. Dans cette variante le froid n'est pas produit par des évaporateurs propane mais par un module de réfrigération à absorption, à l'ammoniaque ou au bromure de lithium, (407 et 408), suivant des technologies connues et appliquées dans les installations de conditionnement d'air de grande capacité. Le froid produit dans le module de réfrigération (407) est transféré à l'air, comme dans la variante précédente, par de l'eau glycolée froide envoyée via la pompe (409) vers les échangeurs air/eau glycolée (402) des turbines à gaz (420 et 420 bis). Le cas échéant, l'eau condensée dans ces échangeurs, collectée dans les collecteurs (404) et les capacités (405), peut être, en période chaude, injectée dans les turbines à gaz au niveau des chambres de combustion (406bis), via le module d'injection (406), de façon à obtenir un supplément de puissance. Comme dans la variante précédente, la répartition du débit d'eau glycolée froide, (et le cas échéant en période chaude, celui de l'eau condensée) entre les turbines à gaz des différents cycles est régulée par des vannes de contrôle ne figurant pas sur le schéma, de façon à ce que l'augmentation de puissance en résultant soit optimale eu égard à la capacité de production de GNL. La source chaude du cycle à absorption peut être fournie, soit par une chaudière installée en récupération de la chaleur d'échappement d'une turbine à gaz via le faisceau (419), soit par utilisation de vapeur présente par ailleurs pour les besoins du procédé, ou encore par une chaudière à vapeur où à eau chaude spécifique. Dans cette variante on ne demande pas au cycle propane de réfrigérer l'air. La totalité de l'augmentation de puissance, due à la réfrigération de l'air sur la turbine propane, peut alors être utilisée pour augmenter la production de GNL. Donc l'augmentation de cette dernière peut être plus importante que dans la variante (a) ci-dessus, dans la mesure où le permet le potentiel maximal de liquéfaction défini par les autres parties du procédé ou des installations amont. c) Une troisième variante est représentée, pour le procédé APCI avec 2 turbines, par le schéma de la figure 5. Des solutions analogues seraient utilisées dans le cas du procédé PHILLIPS avec 3 cycles et du procédé APCI avec 3 turbines. Dans cette variante, le refroidissement de l'air de laides turbine(s) entraînant le compresseur propane est poussé jusqu'à -20 C environ, ce qui apporte un supplément de puissance considérable par rapport à un fonctionnement à +30 C (de l'ordre de 35 % en plus). Pour ce faire, on utilise, sur l'entrée d'air de la turbine d'entraînement du compresseur propane, le système d'arrosage de l'air au glycol froid et de régénération, défini dans le premier mode de réalisation relatif aux terminaux méthaniers décrit ci-avant. Cette puissance accrue disponible sur cette turbine permet d'augmenter sensiblement le potentiel de refroidissement du cycle propane, permettant de fournir, par l'intermédiaire de la boucle glycol, à la fois du froid, non seulement à l'air de la turbine d'entraînement du propane, mais aussi à la/aux turbine(s) d'entraînement des autres cycles, tout en conservant sur cette turbine la réserve de puissance permettant l'augmentation du débit de gaz à liquéfier en cohérence avec celle procurée par l'augmentation de puissance apportée aux turbines des autres cycles. Le système représenté par le schéma de la figure 5 se décrit ainsi. Le froid est produit par des évaporateurs propanes situés en parallèle des évaporateurs du cycle de liquéfaction et transmis à l'air des turbines à gaz via une solution de glycol. Comme le niveau de froid requis pour refroidir l'air de la turbine d'entraînement du compresseur propane est plus bas que celui envisagé dans la variante (a) ci-dessus, il faut faire appel non seulement aux évaporateurs HP (507) et MP (508), mais à l'étage BP (509). La solution de glycol circule en fait dans 2 boucles qui se rejoignent au niveau des évaporateurs propane. La première boucle est celle du glycol le plus froid sortant de l'évaporateur propane BP (509). Ce glycol froid à une température d'environ -25 C est dirigé vers un contacteur air- glycol (521) de préférence muni d'un garnissage (523) situé à l'aspiration de la turbine d'entraînement du compresseur propane. L'air entrant dans la turbine est ainsi refroidi aux environs de -20 C et les éventuels entraînements de glycol séparés dans le séparateur (525). En bas de ce contacteur air-glycol, le glycol (505) chargé de l'humidité de l'air (et, si l'air est à 30 C, à une température d'environ 20 C) est envoyé via la pompe (524) vers l'unité de régénération (532) après réchauffement dans l'échangeur (535) à contre-courant du glycol régénéré, sortant du rebouilleur (536) de la colonne (532). C'est ce glycol régénéré, refroidi aux environs de 25 C qui est envoyé vers l'évaporateur propane HP (507) après confluence avec le glycol de la seconde boucle et mise en pression dans la pompe (524 bis). L'énergie de rebouillage est apportée par la vapeur produite dans une 5 chaudière de récupération située à l'échappement de la turbine via le faisceau (540). La seconde boucle glycol qui dessert la (les) turbine(s) autre(s) que la turbine propane ne requiert généralement pas un niveau de froid inférieur à 0 C et de ce fait, elle est alors conçue comme celle décrite pour la variante (a) ci-dessus: le glycol de cette boucle est pris, en dérivation régulée par la vanne (510) à une température d'environ 0 C, au sortir de l'évaporateur propane MP (508) et envoyé dans l'échangeur glycol-air (502) implanté à l'admission d'air de cette (ces) autre(s) turbine(s) (520 bis) . Comme dans les versions précédentes, l'eau condensée dans les échangeurs (502), dans les séparateurs de gouttelettes (503) ainsi que, le cas échéant, dans un condenseur de tête (534) de la colonne (532) peut être réinjectée dans la (les) turbine(s) au niveau des chambres de combustion via des modules de réinjection non représentés sur le schéma. L'augmentation du débit du propane correspondant à cette variante (de l'ordre de 20 %) nécessite non seulement d'ajouter des évaporateurs pour fournir le froid à la boucle glycol, ainsi que des recondenseurs, mais éventuellement une modification des roues du compresseur. Cette solution est donc plus adaptée à une prise en compte à l'origine de la conception du train de liquéfaction, qu'à une modification d'installations existantes. En revanche, elle autorise, avec les modèles disponibles de turbines à gaz, même dans les pays tropicaux à forte humidité, un gain de potentiel de production de près de 10 %. Ce procédé peut également s'appliquer si le propane constituant le fluide réfrigérant du premier étage de la liquéfaction est remplacé par un 30 réfrigérant de composition mixte. Le choix entre les variantes de type (a) et (b) ou (c) dépend donc des éventuelles limitations de débit des autres éléments de la ligne de liquéfaction ainsi que des conditions climatiques et des bilans de puissance des différents cycles composant le procédé de liquéfaction aux différentes températures ambiantes à considérer. Selon un troisième mode de réalisation, le procédé de l'invention est 5 appliqué à des stations de compression de gazoducs. Les gazoducs ont leur capacité définie par la pression maximale et le diamètre des tubes choisis, et par la puissance installée dans les stations de compression dont les compresseurs sont le plus généralement entraînés par des turbines à gaz. La distance entre deux stations définit, pour le débit considéré dans des conditions de température de gaz données, la pression d'arrivée. La puissance requise pour la compression est proportionnelle au débit massique, inversement proportionnelle à la densité de ce gaz, et fonction du taux de compression. Lorsque la température ambiante est élevée, la puissance des turbines à gaz est réduite comme indiqué plus haut, mais il y a aussi un effet négatif de la température ambiante sur la puissance requise aux stations de compression et sur les pertes de charge dans la canalisation: - la température d'entrée dans la canalisation est celle de sortie de l'aéroréfrigérant situé après les compresseurs des stations de compression, c'est-à-dire la température de l'air majorée de l'écart air/gaz de l'aéroréfrigérant soit environ 15 C, - compte tenu de l'importance des débits donc de la capacité calorifique du gaz en transit, les transferts thermiques du sol au gaz sont faibles et la température d'arrivée dans la station est pratiquement celle de départ de la station diminuée de l'effet de détente (isenthalpique) dans le tube (de l'ordre de 0,5 C par bar), soit de l'ordre de 10 C pour les pertes de charge couramment rencontrées entre deux stations de gazoducs, - la perte de charge dans la canalisation pour un débit massique inchangé, est fonction inverse de la racine carrée de la densité du gaz, densité qui varie non seulement comme l'inverse de la température absolue comme pour les gaz parfaits, mais comme l'inverse du coefficient de compressibilité très sensible à la température pour le gaz naturel dans la zone de pressions et de températures considérée dans les gazoducs. Cet effet de la variation du coefficient de compressibilité revient à presque doubler l'effet de la température résultant de la seule loi des gaz parfaits. Le premier effet, d'une augmentation de la température de l'air sur l'écoulement dans la canalisation, est donc: ^ soit de diminuer le débit en fonction inverse de la racine carrée de la densité, ^ soit d'augmenter la perte de charge en conservant le débit, et donc de réduire la pression d'arrivée à la station suivante, ce qui nécessite une puissance de compression plus importante, d'autant moins disponible que la température de l'air est élevée pour la turbine à gaz. Par ailleurs, le gaz arrivant à la station suivante dont la température suit pratiquement, 10 C en dessous, les variations de température de départ de la station précédente est moins dense à pression inchangée, augmentant encore la puissance de compression qui pour un débit massique donné varie en fonction inverse de la densité. Au total la capacité maximale d'un gazoduc peut varier de plus de 15 0/0 entre une température de 30 C et une température de 5 C. Pour s'affranchir de ces effets négatifs des températures ambiantes élevées, trois variantes peuvent être mises en oeuvre selon le procédé de l'invention. a) Une première variante consiste à réfrigérer l'air d'admission des turbines à gaz des stations par un cycle de réfrigération. Ce cycle de réfrigération peut être soit un cycle basé sur la compression d'un fluide réfrigérant (cycles à énergie mécanique) ou un cycle à absorption où l'énergie est fournie sous forme thermique. Dans ce cas la chaleur requise dans le cycle à absorption est fournie par une chaudière à eau chaude ou à vapeur qui peut être soit une chaudière à brûleur, soit une chaudière de récupération sur les gaz d'échappement des turbines à gaz. Elle peut également être prélevée par un échangeur sur le circuit du gaz à la sortie du compresseur si le taux de compression induit une température suffisante. L'ensemble des calories peut être rejeté à l'atmosphère ambiante par des aéroréfrigérants du circuit d'eau, soit éventuellement, si cela est plus économique en investissements, rejeté dans le gaz par un échangeur, à la sortie ou à l'entrée de la station. La puissance accrue des turbines à gaz autorise donc un taux de compression plus élevé et une pression plus basse à l'entrée de la station à l'arrivée du tronçon de gazoduc situé en amont. L'eau récupérée par la condensation dans le réfrigérant d'air peut, le cas échéant, être réinjectée en amont des chambres de combustion de la turbine dans les périodes les plus chaudes, pour obtenir un gain supplémentaire de puissance, l'adoption de cette solution étant fonction des conditions climatiques (variation nuit-jour des température et degré d'humidité de l'air). Cette variante est représentée par le schéma de la figure 6. L'air de la turbine à gaz, après passage dans le filtre (601), est refroidi dans l'échangeur airleau (602) par l'eau froide éventuellement glycolée, en provenance du module de réfrigération (607). L'air peut être refroidi à une température comprise entre 4 C et 15 C selon les caractéristiques du module de réfrigération et les besoins d'augmentation de puissance de la turbine à gaz à considérer. L'eau, condensée dans l'échangeur (602) et séparée dans le séparateur de gouttelettes (603), peut être optionellement stockée dans la capacité (605) et utilisée pour réinjection, sous pression en amont des chambres de combustion de la turbine, pendant les périodes chaudes de la journée, par l'intermédiaire d'un module de filtration, traitement et pompage (606) . Le module de réfrigération (607) peut être basé, soit sur un cycle à compression d'un fluide frigorifique (énergie mécanique ou énergie électrique), soit sur un cycle à absorption. Dans ce cas, l'énergie thermique (eau chaude pour les cycles à bromure de lithium, vapeur pour les cycles à ammoniaque), peut être prélevée, par une boucle chaude avec chaudière de récupération sur les fumées d'échappement de la turbine à gaz via le faisceau (608), soit simplement fournie par une petite chaudière spécifique non représenté sur le schéma et/ou par récupération sur le gaz en sortie de compression (611). b) Une deuxième variante consiste à ne pas seulement réfrigérer l'air des turbines à gaz, mais aussi à réfrigérer le gaz à son introduction dans le tronçon suivant, en supplément du refroidissement donné par les aéroréfrigérants situés après la compression. Le niveau de réfrigération du gaz à l'entrée d'un tronçon doit être tel que, compte tenu de l'abaissement de température dû à la détente isenthalpique, sa température ne descend pas au-dessous de 0 C pour éviter les problèmes de gel de sol, ce qui revient à fixer une température d'entrée dans la canalisation de près de 10 C si la perte de charge est de 20 bars dans le tronçon considéré. On obtient alors des conditions d'écoulement pratiquement inchangées quelle que soit la température ambiante et donc une capacité de transport quasi constante équivalente ou même supérieure à celle qu'autoriserait une température ambiante de 5 à 10 C avec les stations classiques équipées des mêmes turbines à gaz. Toutefois réfrigérer le gaz demande un apport frigorifique nettement supérieur à celui nécessaire pour réfrigérer de l'air des turbines à gaz, car les débits massiques du gaz dans un gazoduc sont couramment 4 à 5 fois plus importants que ceux de l'air nécessaire aux turbines des stations, et la capacité calorifique du gaz plus nettement importante que celle de l'air. Pour cette raison la majeure partie ou la totalité de ce refroidissement du gaz émis sur un tronçon est obtenue selon le procédé de l'invention par un échange de chaleur, entre l'entrée et la sortie du gaz d'une station, tirant parti du fait que la température d'entrée station est normalement plus basse, de l'ordre de 10 C, que la température de sortie des stations, du fait de la détente quasi isenthalpique dans le tronçon amont; le tronçon de gazoduc peut alors être considéré comme une vanne de détente, c'est-à-dire une machine frigorifique: l'énergie est apportée par le groupe turbo compresseur, dont la puissance requise de compression est augmentée en proportion de l'augmentation du volume effectif de gaz à l'aspiration: ce dernier est fonction inverse de la densité, et celle-ci est diminuée du fait de l'échauffement dans les échangeurs où sont récupérées ses frigories. Cette augmentation de la puissance est justement rendue possible par l'augmentation de puissance de la turbine à gaz due à la réfrigération de l'air. Pour que le gaz d'entrée station puisse réfrigérer non seulement le gaz de sortie mais aussi le circuit d'eau de réfrigération d'air des turbines à gaz aux environs de 5 C au maximum (pour obtenir de l'air à 10/15 C), il faut que la température du gaz d'entrée soit à peine supérieure à 0 C. Si, compte tenu des caractéristiques du gazoduc et de la température et du coefficient de transfert thermique du sol, ce n'est pas le cas, une boucle de réfrigération additionnelle peut permettre d'obtenir le niveau de froid requis par la réfrigération de l'air. Evidemment ce niveau de température bas du gaz entrant dans la station n'est pas nécessairement présent au niveau de la première station d'un gazoduc, le gaz provenant des installations de traitement de gaz sur champs qui délivrent généralement un gaz à une température supérieure à 0 C. Dans ce cas, cette première station doit comporter une boucle de froid beaucoup plus importante propre à fournir des dizaines de mégawatts nécessaires pour refroidir le gaz. De ce fait, cette solution de réfrigération mixte air/gaz, au niveau des stations d'un gazoduc, s'applique principalement pour un gazoduc de grande longueur comportant de nombreuses stations, tandis que pour une intervention visant à supprimer un goulot d'étranglement, en été, sur un tronçon donné d'un gazoduc existant, il vaut mieux, en premier stade, recourir à une intervention plus limitée selon la première variante sur la station aval du tronçon considéré. Les applications décrites correspondent à des gazoducs en région présentant des écarts de température ambiante élevée, et avec un sol ne présentant pas de coefficient de conductibilité thermique trop élevé et avec des températures d'écoulement du gaz maintenues au-dessus de 0 C. Elles peuvent s'appliquer également avec des températures de gaz inférieures à 0 C dans les deux cas suivants: - les canalisations en milieu arctique, où le sol est gelé en permanence à 1 m de profondeur (permafrost) ; il faut justement éviter que le gaz comprimé soit envoyé, en été, à une température plus élevée que 0 C (-5 C à -10 C en général) pour éviter la fonte de ce permafrost . Dans ce cas, la boucle froide refroidissant l'air doit être régulée en débit pour ne pas causer de givrage de l'air. Le procédé de l'invention permet de réduire le coût de la réfrigération des stations intermédiaires qui n'ont plus besoin d'installations de réfrigération spécifiques et d'augmenter la puissance des turbines à gaz en été et donc, le cas échéant, le débit en autorisant une pression d'arrivée aux stations plus basse; - les canalisations offshore où le fait de refroidir le gaz vers des températures de -20 C procure, aux pressions élevées généralement envisagées, un gain considérable de densité donc de capacité de transport. Mais cela requiert que le tube soit alors isolé (avec une épaisseur d'isolant maintenant la température externe au-dessus de 0 C) et non pas seulement enrobé de béton. L'intérêt économique d'une telle solution pour l'offshore dépend de la comparaison entre le surcoût de cette isolation, comparé à celui d'une canalisation de diamètre plus important permettant d'obtenir le même résultat sur la perte de charge, aussi l'intérêt est plus évident si le diamètre retenu est déjà le diamètre maximal pour les conditions de pose considérée. En outre l'évaluation doit prendre en compte le gain sur la puissance de compression de la station suivante qui reçoit un gaz froid. Les solutions de la deuxième variante ne diffèrent pas de celles de la première variante quant au circuit de l'air de la turbine à gaz. Elles en diffèrent au niveau du circuit du gaz naturel et du module de réfrigération ainsi que de ses équipements associés (condenseur de fluide frigorigène, et éventuellement chaudière et boucle chaude) qui peuvent être totalement supprimés, où interviennent seulement en appoint du froid apporté par le gaz d'entrée station. Une première alternative est représentée par le schéma de la figure 7. Les échanges de chaleur entre gaz entrée, gaz sortie et eau de refroidissement de l'air de la turbine, se font par une même boucle. L'eau refroidie dans l'échangeur gaz entrée/eau (712) est envoyée, après éventuellement un complément de refroidissement dans un module de réfrigération (707), dans l'échangeur (702). Elle en sort cependant à une température assez basse car le débit d'eau est important; il doit en effet transiter les échanges de chaleur entre gaz entrant et gaz sortant qui sont beaucoup plus importants que celui requis pour le refroidissement de l'air. Cette eau, à température peu élevée, entre alors via la pompe (714) dans l'échangeur gaz sortant/eau (713) où elle se réchauffe jusqu'à la température de sortie de l'aéroréfrigérant, diminuée de l'écart au bout chaud. L'eau réchauffée entre alors dans l'échangeur de température gaz entrant/eau (712) où elle se refroidit en réchauffant le gaz qui va à l'admission du compresseur. L'eau, condensée dans l'échangeur (702) et séparée dans le séparateur de gouttelettes (703), peut être optionellement stockée dans la capacité (705) et utilisée pour réinjection, sous pression en amont des chambres de combustion de la turbine, pendant les périodes chaudes de la journée, par l'intermédiaire d'un module de filtration, traitement et pompage (706) . L'eau de la boucle a ainsi été le véhicule de transfert thermique entre gaz entrant et gaz sortant d'une part, et pour une petite part, le niveau le plus froid, vers l'air d'entrée de la (les) turbine(s) à gaz. Le module de réfrigération (707) peut être basé, soit sur un cycle à compression d'un fluide frigorifique (énergie mécanique ou énergie électrique), soit sur un cycle à absorption. Dans ce cas, l'énergie thermique (eau chaude pour les cycles à bromure de lithium, vapeur pour les cycles à ammoniaque), peut être prélevée, par une boucle chaude avec chaudière de récupération sur les fumées d'échappement de la turbine à gaz via le faisceau (708), soit simplement fournie par une petite chaudière spécifique non représenté sur le schéma et/ou par récupération sur le gaz en sortie de compression (711). Des dérivations ("by-pass") permettent de revenir à un schéma classique en cas de difficulté ou lorsque le gazoduc marche à charge partielle et donc ne fournit pas le même froid du fait d'une détente plus faible, mais ne requiert pas non plus des performances maximales aux stations de compression. Une deuxième alternative est représentée par le schéma de la figure 8. Le transfert thermique entre gaz entrant/gaz sortant s'effectue par un échangeur gaz/gaz (812) ce qui permet d'obtenir ce transfert avec des écarts de température moindre au prix d'échangeurs de coût plus élevé. L'air de la (les) turbine(s) à gaz est toujours refroidi par une boucle d'eau froide spécifique qui est refroidie par le gaz entrant dans l'échangeur gaz/eau (813) et, si nécessaire, par un module de réfrigération (807) complémentaire analogue, mais de puissance inférieure à celui décrit pour les solutions de premier niveau. Comme dans les variantes précédentes, l'eau, condensée dans l'échangeur (802) et séparée dans le séparateur de gouttelettes (803), peut être optionellement stockée dans la capacité (805) et utilisée pour réinjection, sous pression, en amont des chambres de combustion de la turbine, pendant les périodes chaudes de la journée, par l'intermédiaire d'un module de filtration, traitement et pompage (806). c) Une troisième variante consiste à rechercher des augmentations de puissance des turbines à gaz des stations de compression plus importantes en refroidissant l'air à des températures inférieures à 0 C, par exemple, si cela est considéré comme rentable en fonction des caractéristiques du gazoduc, -20 C. Ce refroidissement au-dessous de 0 C est obtenu en utilisant le système de réfrigération de l'air par écoulement à contre courant dans des contacteurs placés aux aspirations des turbines, avec du glycol refroidi à 25 C, selon les dispositions décrites ci-avant pour les applications relatives aux terminaux GNL et aux installations de liquéfaction des gaz. Dans ce cas le froid doit être préférentiellement apporté au glycol par des modules de réfrigération à absorption à l'ammoniaque. L'énergie thermique requise par ce cycle à absorption ainsi que celle requise pour le rebouillage de la colonne de régénération du glycol peut préférentiellement être prélevée des chaudières de récupération situées sur les gaz d'échappement des turbines à gaz, mais peut également, dans le cas où le gaz naturel est peu coûteux, provenir d'une chaudière auxiliaire. Cette troisième variante peut être appliquée soit à des solutions où seul l'air est refroidi soit à des solutions où le gaz naturel à transporter est également refroidi par échange gaz entrant / gaz sortant. Dans ce cas le module de réfrigération peut également servir si nécessaire en appoint de réfrigération sur le gaz si cela est requis du fait de déperditions de froid trop importantes dues à des sols à conductivité thermique plus élevée. Cette variante est représentée par le schéma de la figure 9. Ce schéma concerne le cas où le refroidissement plus important de l'air se combine avec un refroidissement du gaz naturel par échange gaz entrant / gaz sortant. Pour la simplicité de la description une seule turbine à gaz est représentée. Le froid, produit dans le module de réfrigération à absorption à ammoniaque (907), est transféré à la boucle de glycol. Le glycol froid est envoyé dans le contacteur où il refroidit l'air et se réchauffe. Le circuit de régénération du glycol est similaire à celui représenté sur le schéma de la figure 1. Au bas du contacteur, le glycol à une température inférieure à celle de l'air de quelques degrés, est repris par une pompe (930). Après mise en pression par la pompe (930) le glycol est envoyé en tête de la colonne de régénération (931) pour assurer le reflux; puis, après réchauffement dans l'échangeur (935), à contre courant du glycol sortant du rebouilleur (936) de la colonne de régénération (932), le glycol à régénérer ainsi réchauffé est envoyé dans cette colonne (932). Le glycol régénéré sortant du rebouilleur (936) est repris par une pompe (950), puis refroidi successivement dans l'échangeur (935) par le glycol à régénérer, éventuellement dans l'échangeur (913) par le gaz froid entrant dans la station, puis dans le module de réfrigération (907), avant d'être injecté dans le contacteur (921) à environ -25 C. La chaleur de rebouillage est fournie préférentiellement par une chaudière de récupération située dans l'échappement de la turbine à gaz via le faisceau (940). Cette chaudière fournit également la chaleur au module de réfrigération à absorption à ammoniaque (907). Le cas échéant, si cela est jugé plus économique, cette chaudière de récupération peut être remplacée par une chaudière spécifique chauffée au gaz naturel. La vapeur d'eau extraite de l'air s'échappant en tête de la colonne de régénération peut le cas échéant être condensée dans un aéroréfrigérant et injectée pendant les périodes chaudes dans les turbines à gaz au niveau des chambres de combustion. Le schéma du circuit gaz de la figure 9 est le même que celui décrit dans la variante (b), 2ème alternative du procédé de l'invention appliqué aux gazoducs décrite ci-avant mais, le cas échéant, pourrait également être identique au schéma de la 1 ère alternative de cette variante. Egalement, cette solution de refroidissement de l'air d'aspiration des turbines à gaz au-dessous de 0 C, obtenu par contact avec une solution de glycol froid, peut être appliquée à la première variante de l'application aux gazoducs décrite ci-avant, version qui ne comporte pas d'échange thermique gaz entrant I gaz sortant. Selon un quatrième mode de réalisation, le procédé de l'invention est appliqué à des installations de réinjection de gaz dans les gisements d'hydrocarbures. Dans une installation de réinjection on comprime le gaz depuis la pression de livraison du gaz (de l'ordre de 40 à 80 bars) jusqu'à des pressionstrès élevées, nécessaires pour obtenir, en fond du gisement, une pression nettement supérieure à la pression du champ (soit couramment plusieurs centaines de bars). De ce fait, la puissance spécifique consommée par le compresseur est très élevée et le plus souvent requiert 2 ou 3 compresseurs en série dont les températures de sortie sont élevées (100 et 120 C) et nécessitent des aéroréfrigérants intermédiaires. Couramment la puissance spécifique par tonne de gaz réinjecté requiert, au niveau des turbines à gaz qui entraînent les compresseurs, un tonnage d'air supérieur au double du tonnage de gaz à comprimer. L'invention consiste à prévoir un circuit réfrigérant, dont le rôle est de réfrigérer à la fois et en série l'air de la turbine à gaz et, le cas échéant, les gaz à l'aspiration des compresseurs, ce qui augmente la puissance au niveau de la turbine et diminue la puissance spécifique au niveau des compresseurs. En outre, dans le cas de cycles à absorption, la source d'énergie de ce cycle peut, notamment dans le cas de cycles au bromure de lithium, être avantageusement obtenue par échange de chaleur avec les gaz au refoulement des compresseurs, diminuant par la même la charge des aéroréfrigérants après compression. Si des températures plus élevées sont requises par le cycle à absorption choisi, elle peut être fournie par une chaudière de récupération sur la turbine à gaz ou par une chaudière spécifique. Pour cette application également, on peut envisager de refroidir l'air d'entrée des turbines à gaz à une température inférieure à 0 C de façon à obtenir une augmentation de puissance des turbines à gaz plus conséquente. Comme dans les applications précédentes ceci est obtenu en refroidissant l'air au sein d'un contacteur dans lequel circule à contre courant une solution de glycol froid qui absorbe l'humidité de l'air et qui est régénéré avant d'être envoyé dans un module de réfrigération après lequel il est recyclé sur le contacteur. Dans ce cas le module de réfrigération doit préférentiellement être un 30 module à absorption à ammoniaque capable de produire le froid au niveau voulu. L'énergie thermique fournie à ce module peut toujours être fournie en partie par une boucle d'eau chaude récupérant la chaleur à la sortie des compresseurs, mais doit être complétée par celle récupérée à la sortie de la (d'une des) turbine(s) à gaz par une chaudière de récupération qui peut alors fournir également l'énergie de rebouillage de la colonne de régénération du glycol. Le cas échéant il peut être plus économique, sur un site où en principe le gaz est bon marché de remplacer cette chaudière de récupération par une simple chaudière alimentée en gaz. Dans les deux cas (refroidissement de l'air au-dessus et au-dessous de 0 C) l'eau extraite de l'air et récupérée respectivement soit en bas de l'échangeur air l solution de glycol pour le premier cas, soit en haut de la colonne de régénération peut être réinjectée via un module de réinjection dans la (les) turbine(s) au niveau des chambres de combustion pendant les périodes les plus chaudes de façon à augmenter encore la puissance disponible de quelques pour cents. Dans la version la plus simple (refroidissement de l'air à environ 5 C), l'invention est représentée par le schéma de la figure 10. L'installation de réfrigération, considérée ici dans le descriptif est un cycle à absorption au bromure de lithium. Il est constitué par: - le module (007) qui comporte le(s) absorbeur(s) et le(s) évaporateur(s), l'aérocondenseur de vapeur (007 bis). La chaleur est fournie aux évaporateurs de ce module par une boucle chaude qui fait circuler l'eau dans des échangeurs gazleau (017 et 018), situés directement au refoulement des compresseurs, en amont des aéroréfrigérants (013 et 014). Le froid est amené dans un premier stade à l'échangeur airleau d'entrée d'air de la (des) turbine(s) à gaz (002), puis en parallèle, sur les échangeurs gazleau (015 et 016) situés à l'aspiration des compresseurs (011 et 012). Des vannes de contrôle permettent d'optimiser la répartition du débit sur les échangeurs des aspirations donnant le gain maximum sur la puissance de compression requise. L'eau, condensée dans l'échangeur (002) et séparée dans le séparateur de gouttelettes (003), peut être optionellement stockée dans la capacité (005) et utilisée pour réinjection, sous pression en amont des chambres de combustion de la turbine, pendant les périodes chaudes de la journée, par l'intermédiaire d'un module de filtration, traitement et pompage (006) . Cette description, qui porte sur une seule turbine à gaz, s'applique évidemment si plusieurs turbines, entraînant des compresseurs en série ou en parallèle, sont considérées. Dans ce cas, le module de réfrigération et les boucles froides et chaudes sont communes à plusieurs turbines. Dans le cas de cycles à compression de fluide frigorigène, les échangeurs (017 et 018) ne sont pas nécessaires. De même si on fait le choix de cycles à absorption requérant une fourniture de chaleur à un niveau de température plus élevé que celui disponible au refoulement des compresseurs, les échangeurs de la boucle chaude (017 et 018) sont à remplacer, soit par une chaudière à récupération de chaleur sur le gaz d'échappement d'une des turbines, (019) soit par une chaudière spécifique ne figurant pas sur le schéma. Le cas échéant, des solutions comportant un refroidissement de l'air d'admission des turbines à gaz pouvant aller jusqu'à -20 C et obtenu par contact avec une solution de glycol froid, telles que décrites dans les applications ci-avant, peuvent également être retenues pour ces installations de réinjection de gaz; elles apportent une augmentation de puissance plus importante, permettant par exemple de diminuer le nombre de lignes de compression correspondant à un modèle de turbine à gaz donné, d'où une réduction très sensible du montant des investissements. REVENDICATIONS 1. Procédé pour augmenter la capacité et l'efficacité d'installations gazières du type comprenant au moins une turbine à gaz, lequel procédé consiste à refroidir l'air entrant dans la (les) turbine(s) à gaz avec une boucle de réfrigération, le froid étant produit à partir du procédé gazier lui-même, et/ou par des modules de réfrigérations distincts; le froid étant transféré à l'air de la (des) turbine(s) à gaz, soit par des échangeurs, soit par contact direct dans un contacteur. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'air entrant dans la turbine à gaz (120; 520; 920) est refroidi par une solution de glycol dans un contacteur (121; 521; 921) de préférence muni d'un garnissage (123; 523 923). 3. Procédé selon la revendication 2, dans lequel la solution de glycol chargée de l'eau, extraite de l'air, est régénérée dans une colonne (132; 532; 932) dont le rebouilleur (136; 536; 936) est de préférence réchauffé par une boucle chaude, tirant son énergie d'un faisceau (140; 540; 940) situé dans les gaz d'échappement de la turbine à gaz. 4. Procédé selon la revendication 3, dans lequel lorsque l'installation gazière est un terminal de réception et de regazéification de gaz naturel liquéfié, le glycol régénéré est refroidi par des échangeurs tubulaires de regazéification (160), dans lequel circule, côté tube, le gaz naturel liquéfié à régazéifier (101). 5. Procédé selon la revendication 2, dans lequel lorsque l'installation gazière est une usine de liquéfaction de gaz naturel, le glycol est refroidi dans des évaporateurs propane (507; 508; 509) ajoutés en parallèle sur le circuit de réfrigération propane constituant le premier étage de refroidissement du gaz à liquéfier. 6. Procédé selon la revendication 2 dans lequel, lorsque l'installation 5 gazière est une station de compression de gazoduc, le glycol est refroidi par un module de réfrigération (907). 7. Procédé selon la revendication 6, dans lequel on refroidit préalablement le glycol par le gaz entrant dans la station via un échangeur 10 (913). 8. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'air entrant dans les turbines à gaz (220; 320; 420; 420 bis; 620; 720; 820; 020) est refroidi par des échangeurs (202; 302; 402; 602; 702; 802; 002) dans lesquels circule un fluide de transfert thermique, de préférence une solution aqueuse de glycol ou de méthanol. 9. Procédé selon la revendication 8, dans lequel le fluide de transfert thermique refroidissant l'air entrant dans les turbines à gaz par les échangeurs (202; 302), est refroidi partiellement ou en totalité dans des évaporateurs propane (207, 208; 307, 308) ajoutés en parallèle sur le circuit de réfrigération propane constituant le premier étage de refroidissement du gaz à liquéfier. 10. Procédé selon la revendication 8, dans lequel le fluide de transfert thermique refroidissant l'air entrant dans les turbines à gaz par les échangeurs (602; 702; 802) est refroidi partiellement ou totalement par des modules de réfrigération mécanique avec compression (607; 707; 807). 11. Procédé selon la revendication 8, dans lequel le fluide de transfert thermique refroidissant l'air entrant dans les turbines à gaz par les échangeurs (402; 602; 702; 802; 002) est refroidi, partiellement ou totalement par des modules de réfrigération à absorption (407; 607; 707 807; 007). 12 Procédé selon la revendication 11, dans lequel on fournit de la chaleur aux modules de réfrigération à absorption (407; 607; 707; 807; 007) par une boucle récupérant la chaleur par un faisceau (419; 608; 708; 808 008) situé dans les gaz d'échappement de la turbine à gaz et/ou, le cas échéant, sur des échangeurs situés après les compresseurs de gaz (711 017; 018). 13. Procédé selon la revendication 8, dans lequel l'eau condensée, récupérée en bas des échangeurs (202; 302; 402; 602; 702; 802; 002) dans des collecteurs (204; 304; 404; 604; 704; 804; 004) est, après stockage dans des capacités (205; 305; 405; 605; 705; 805; 005), réinjectée via un module de réinjection (206; 306; 406; 606; 706; 806; 006) dans les turbines (220, 220 bis; 320; 420; 620; 720; 820; 020) au niveau des chambres de combustion. 14. Procédé selon la revendication 8, dans lequel l'eau condensée, récupérée en bas de l'échangeur (202) dans le collecteur (204) est, après stockage dans une capacité (205) réinjectée via un module de réinjection (206) dans la/les turbine(s) (220 bis) au niveau d'un vaporiseur (202 bis) . 15. Procédé selon la revendication 3 ou 4, dans lequel l'eau sortant des colonnes de régénération du glycol (132; 532; 932) est recondensée dans des aérocondenseurs pour être réinjectée dans la/les turbine(s) (120; 520; 920) ou dans la turbine (520 bis). 16. Procédé selon la revendication 1, dans lequel lorsque l'installation 30 gazière est une station de compression de gazoduc, le gaz à comprimer arrivant dans la station de compression refroidit à contre courant le gaz 2858830 33 comprimé sortant d'un aéroréfrigérant, soit dans des échangeurs gaz/gaz (812; 912), soit dans des échangeurs gaz/eau (712; 713) .