INPI-France/Brevets-Francais-2024-Chunked huggingface dataset:
Un autre inconvénient du circuit hydraulique de la figure 9 du document US20170215342 réside dans le fait que, quelle que soit la position du distributeur hydraulique 3-3, la pompe délivre constamment de l'huile. Le fait de pomper de l’huile en continu, en plus d’être inutile et de solliciter la pompe de manière supplémentaire, n’est pas économique et entraine une surconsommation de carburant sur la durée totale du chantier agricole. Enfin, une huile qui est continuellement mise en circulation par une pompe a tendance à chauffer, ce qui peut induire une détérioration de ses propriétés, et à une baisse de rendement de la machine.
Selon les variantes de réalisation des figures 10 et 11 du document US20170215342, en position de travail de la machine, afin de tendre la bande respective, chacune des chambres des vérins de tension est reliée à un accumulateur d’énergie additionnel de sorte que la tension de la bande ou des bandes reste constante, même après dilatation. En outre, une alimentation constante en huile n’est pas nécessaire, du moins pas dans la position de travail. Le document US20170215342 permet ainsi, au travers des variantes de réalisation des figures 10 et 11, d’assurer un système de tension de la bande dont la consommation énergétique est moindre. Un inconvénient majeur de ces réalisations est cependant le nombre de composants hydrauliques nécessaires, plus précisément le nombre d’accumulateurs et de vérins, y compris de vérins double effet, et par conséquent de connexions hydrauliques. Un tel circuit hydraulique est complexe et présente des coûts de revient, d’utilisation et d’entretien importants. Enfin, les accumulateurs d’énergie sont soumis à des règles particulières lors de leur transport en container, augmentant le prix de transport d’une telle machine.
La présente invention a pour but de pallier au moins un des inconvénients de la solution connue précitée.
Le profil du bord avant BAV de l’écran ETR ( ) est quant à lui conformé pour épouser le galbe de la paroi intérieure de la glace PGL ( ).
Une butée d’appui BAP est aménagée sur le bord avant BAV de l’écran ETR ( ) pour s’appuyer contre le redent RED de la paroi intérieure de la glace PGL ( ).
Chambre de combustion d’une turbomachine Domaine technique de l’invention L’invention s’applique au domaine de la propulsion aéronautique, et plus particulièrement aux turbomachines équipées de systèmes d’allumage conventionnel et de systèmes d’injection équipés d’un bol mélangeur.
Etat de la technique antérieure Classiquement, une turbomachine comprend une chambre de combustion agencée en aval d’un compresseur haute pression et en amont d’une turbine haute pression. Elle comprend deux parois annulaires interne et externe reliées à leurs extrémités amont par une paroi annulaire de fond de chambre comportant une pluralité d’ouvertures de passage de têtes d’injecteurs. Lors des phases d’allumage et de propagation de la flamme dans des conditions de faible perte de charge et avec un débit d’air réduit dans la chambre de combustion, il peut apparaitre que le noyau de flamme initié devant la bougie ait du mal à atteindre la zone de recirculation carburée du système d’injection ou que la flamme stagne devant un système d’injection sans se propager aux systèmes d’injection voisins menant à un échec de l’allumage de la chambre de combustion.
Les allumages de la chambre de combustion sont alors sujet à d’avantage d’échecs.
Pour améliorer la situation, il est connu de diminuer la perméabilité des systèmes d’injection.
Cependant, une diminution de la perméabilité des systèmes d’injection dégrade le rendement à haut régime de la turbomachine et augmente les émissions polluantes.
De plus, il a été testé des systèmes d’injection dont les trous de bol n’avaient pas le même diamètre, mais avec des trous plus petits selon des axes répartis circonférentiellement autour du bol. Le but était d’optimiser les émissions de fumée. Ces systèmes d’injection avaient été testés sur moteur et bancs partiels montrant des résultats mitigés (amélioration sur certains régime moteur et dégradations sur d’autres).
Présentation de l’invention La présente invention a pour but de palier les inconvénients mentionnés ci-dessus.
A cet effet, la présente invention a pour objet un système d’injection de carburant d’une turbomachine ayant un axe central, le système comprenant :
- au moins un bol mélangeur ayant une paroi sensiblement tronconique pourvue d’une rangée annulaire d’orifices d’injection d’air qui sont régulièrement réparties autour de l’axe central du système d’injection de carburant, - au moins une bague montée mobile en rotation autour de l’axe central du système d’injection, la bague étant pourvue d’une rangée annulaire d’ouvertures, ladite au moins une bague étant configurée pour obturer au moins une partie de chaque orifice d’injection d’air et/ou certains orifices d’injection d’air, en fonction de la position angulaire de la bague par rapport au bol mélangeur.
La bague permet ainsi de réguler le débit d’air entrant dans la chambre de combustion et de modifier la position et/ou le nombre et/ou la forme des flux d’air ou écoulement d’air entrant dans la chambre de combustion.
- les ouvertures de la rangée annulaire d’ouvertures sont régulièrement réparties autour de l’axe central du système d’injection de carburant.
- chaque ouverture de la bague s’étend le long d’un arc de cercle, l’arc de cercle présente une dimension supérieure au diamètre des orifices d’injection d’air, et dans laquelle chaque ouverture présente une dimension qui décroit circonférentiellement depuis une première extrémité jusqu’à une deuxième extrémité. - la rangée annulaire d’ouvertures de la bague comporte au moins deux premières ouvertures et au moins deux deuxièmes ouvertures, les deuxièmes ouvertures étant circonférentiellement adjacentes et disposées entre les deux premières ouvertures, les deuxièmes ouvertures ayant une surface inférieure à la surface des premières ouvertures, de préférence au moins 30 % inférieure.
- la rangée annulaire d’ouvertures de la bague comporte des premières ouvertures et des deuxièmes ouvertures, chaque deuxième ouverture étant disposée circonférentiellement entre deux premières ouvertures, les deuxièmes ouvertures ayant une surface inférieure à la surface des premières ouvertures, de préférence au moins 30 % inférieure.
Il sera apprécié que l’échangeur de chaleur HE pourrait être remplacé par deux échangeurs de chaleur, un pour liquéfier le gaz riche en CO2 17 et le gaz riche en CO2 17 et pour refroidir le gaz 9 et l’autre pour refroidir le gaz à des températures en dessous de -120°C et éventuellement pour liquéfier le gaz 9
La illustre un mode de réalisation. Le gaz d'alimentation 1 à l'entrée de l'installation de refroidissement et éventuellement liquéfaction de GN est d'abord traité dans une unité d'élimination des gaz acides 3 (par exemple, une unité de lavage aux amines) pour récupérer le CO2 17. Le gaz épuré en CO2 5 est ensuite déshydraté dans une unité de séchage 7 avant d'être acheminé vers l'unité de liquéfaction 11, où l'étape de prérefroidissement assure le refroidissement à la fois de la liquéfaction du CO2 jusqu'à environ -50°C et du prérefroidissement du gaz naturel. Il n'est donc pas nécessaire d'ajouter des équipements coûteux tels que des compresseurs et des échangeurs de chaleur. Il existe de nombreuses technologies de liquéfaction du gaz naturel qui peuvent être adaptées avec cette caractéristique, comme les cycles en cascade à composants purs, les cycles à réfrigérant mixte simple, les cycles à réfrigérant mixte double, le cycle de prérefroidissement du propane combiné à un cycle à réfrigérant mixte. Le gaz naturel est ensuite liquéfié 19 et éventuellement détendu dans la section de détente final pour éliminer tout excès d'azote dans un séparateur de phases 21. Le gaz formé 23 contient de l’azote et du méthane. Le liquide 27 du séparateur 21 est pressurisé par une pompe P, puis envoyé au stockage S. Dans le stockage S, les entrées de chaleur font qu’un gaz B est généré.
Le ou les compresseurs de réfrigérant qui assurent la fonction de refroidissement sont entraînés par un moteur électrique. L'énergie est générée sur place, par exemple par un cycle combiné 39 fonctionnant à l'hydrogène 37. L'hydrogène 37 est produit par un reformeur de méthane à la vapeur d’eau (SMR) ou un reformeur autothermique (ATR) 35, en séparant le gaz de synthèse produit par le reformeur avec un procédé à adsorption par modulation de pression (PSA) pour produire l’hydrogène 37.
Le gaz de synthèse contenant de l’hydrogène, du dioxyde de carbone et du monoxyde de carbone et l’appareil peut comprendre une unité pour convertir au moins une partie du monoxyde de carbone en dioxyde de carbone pour former le gaz contenant du CO2
Le débit d'alimentation du SMR ou de l'ATR 35 provient de gaz riche en méthane produit lors de la liquéfaction du gaz naturel et du gaz d'ébullition B (en anglais « boil-off gas ») généré dans les réservoirs de stockage S du GNL. Le gaz B est comprimé dans un compresseur 29 entraîné par un moteur M électrique et le gaz 23 est comprimé dans un compresseur 25 entraîné par un moteur électrique M pour produire un gaz 31. Le gaz B et le gaz 31 sont mélangés pour former le gaz 33 qui alimenter le reformeur 33.
La vapeur d’eau haute pression excédentaire 41 produite dans le SMR ou l'ATR 35 est envoyée vers le cycle combiné 39 pour être détendue et améliorer la production d'électricité. Les gaz de combustion 43 (en anglais « flue gas ») du SMR ou de l'ATR produits par la combustion utilisée pour chauffer le reformage et contenant du CO2 sont traités par séparation dans une unité de capture du CO2 47. Le gaz naturel B, 31, 33 peut être utilisé aussi pour cette combustion. L’unité de capture 47 peut être une unité de lavage aux amines et le gaz 43 peut comprendre entre 10 et 20% de CO2. L’unité de capture 47 produit un flux de CO2 purifié 49 riche en CO2 qui peut être liquéfié grâce au même cycle frigorifique qui fournit l'énergie froide pour le refroidissement et éventuellement la liquéfaction du gaz naturel et pour la liquéfaction du CO2 natif 17. Ce gaz 47 constitue au moins un deuxième gaz riche en CO2 liquéfié dans l’unité 11. L’unité de capture du CO2 47 peut également être de type adsorption et produit un flux gazeux riche en CO2 49 qui peut être purifié davantage et finalement liquéfié à des températures inférieures à 0°C, voire à -20°C et supérieures à -56,5°C, grâce au même cycle de réfrigération qui fournit l'énergie froide pour la liquéfaction du gaz naturel et la liquéfaction du CO2 natif.
La est un autre mode de réalisation dérivé de celui représenté sur la . Au moins un compresseur de réfrigérant 15 (correspondant par exemple à un des compresseurs C1, C2 de la ) est entraîné mécaniquement par une ou plusieurs turbines à gaz 51 qui sont alimentées par l'hydrogène 37 produit par un reformeur de méthane à la vapeur d’eau (SMR) ou un reformeur autothermique (ATR) 35, en séparant le gaz de synthèse produit par le reformeur avec un procédé à adsorption par modulation de pression (PSA) pour produire l’hydrogène 37. Au moins une turbine à gaz 51 peut être alimentée en addition ou en alternatif par du gaz naturel 33.
La représente une autre forme de réalisation de la où au moins un compresseur de réfrigérant 15 (correspondant par exemple à un des compresseurs C1, C2 de la ) est entraîné mécaniquement par une ou plusieurs turbines à gaz 51. Ici la ou les turbines à gaz sont alimentées en gaz combustible 33 (gaz de queue 23, gaz d'ébullition B et/ou gaz naturel 1). L’unité de captage du CO2 67 traite les gaz de combustion 65 des turbines à gaz 51 et le captage peut être effectué par n'importe quelle technologie décrite dans le premier mode de réalisation.
Les gaz de combustion épurés en CO2 69 produit par l’unité de captage de CO2 67 sont envoyés à l’atmosphère.
La représente un autre mode de réalisation dans lequel la production d'électricité 71, telle qu’une centrale thermique, est directement alimentée en gaz combustible (gaz de détente finale 23, 31, gaz d'ébullition B et/ou gaz naturel 1) au lieu d'hydrogène. Les centrales thermiques peuvent produire de l'électricité en utilisant le gaz naturel comme combustible. La combustion de gaz naturel chauffe un fluide (souvent de l'eau) qui dégage de la vapeur. La vapeur entraîne un turbo-générateur qui produit de l'électricité. Le gaz riche en CO2 produit 79 par l’unité de production d’électricité 71 est séparé dans une unité de captage de CO2 75 pour produire un gaz riche en CO2 79 à liquéfier dans l’unité de liquéfaction 11. Les gaz de combustion épurés en CO2 77 produits par l’unité de captage de CO2 75 sont envoyés à l’atmosphère.
La est un autre mode de réalisation basé sur la dans lequel une fraction 91 de l'hydrogène 87 produit par un reformeur de méthane à la vapeur d’eau (SMR) ou un reformeur autothermique (ATR) 35 peut être liquéfiée dans l'unité de liquéfaction commune avec le CO2 et le gaz naturel. L'hydrogène liquide est ensuite stocké et constitue un produit distinct. Le reste de l’hydrogène 89 alimente une centrale à hydrogène 71, par exemple un cycle combiné, qui produit de l’électricité, comme pour la . La vapeur d’eau haute pression excédentaire 85 produite dans le SMR ou l'ATR 35 est envoyée vers le cycle combiné 71 pour être détendue et améliorer la production d'électricité.
Pour cet exemple, d’autres moyens de réfrigération que les cycles de la seront généralement requis pour amener l’hydrogène à son point de liquéfaction, en dessous de celui du gaz naturel 19. Ainsi au moins le refroidissement et éventuellement la liquéfaction de l’hydrogène, au moins le refroidissement et éventuellement la liquéfaction du gaz naturel et la liquéfaction des deux débits riches en CO2 seront réalisés en utilisant du froid produit par les mêmes moyens de production de frigories.
Le gaz contenant du CO2 99 résultant de la combustion associée au reformage 35 est séparé dans une de captage 93 pour former un gaz résiduaire 95 et un gaz riche en CO2 97 envoyé pour être liquéfié dans l’unité de refroidissement 11.
Les procédés des figures peuvent être combinés entre eux. Par exemple le (ou les) deuxième gaz riche en CO2 peut provenir de la combustion associée au reformage ( , 3 et 6) et/ou d’une turbine à gaz (Figures 3 et 4) et/ou d’une centrale thermique ( ). Chaque gaz de combustion contenant du CO2 peut être traité dans une unité de captage de CO2 différente ou sinon une seule unité de captage peut traiter au moins deux gaz de combustion de provenance différente (reformage, turbine à gaz ou centrale thermique).
ECHANGEUR DE CHALEUR COMPRENANT DES SECTIONS DE TAILLES VARIABLES, EN PARTICULIER POUR UNE TURBOMACHINE D’UN VEHICULE AUTOMOBILE L’invention se rapporte au domaine des dispositifs et systèmes de turbogénérateur du type à cycle de turbine à gaz, pour véhicule automobile. L’invention concerne plus généralement une architecture d’échangeur de chaleur pour de tels turbogénérateurs.
Les convertisseurs d’énergie de type turbine à gaz sont largement étudiés en ce moment comme prolongateur d’autonomie (« range extender » en langue anglaise) dans les véhicules hybrides de série.
Système de stockage et/ou de transport d’un gaz naturel à l’état liquide La présente invention concerne le domaine des systèmes de stockage et/ou de transport d’un gaz maintenu à l’état liquide à basse température et à pression atmosphérique, ledit système comprenant au moins une cuve disposée à l’intérieur d’un navire de transport. Elle a pour objet un tel système de stockage et/ou de transport.
Le gaz naturel liquéfié, communément connu sous l’acronyme « GNL », ou encore sous l’acronyme « LNG » pour « Liquefied Naturel Gas », est fréquemment transporté par voie maritime dans un navire de transport comprenant au moins une cuve logée à l’intérieur du navire de transport et prévue pour contenir le gaz naturel liquéfié. Le GNL est maintenu sous forme liquide à l’intérieur de la cuve pour augmenter la quantité de gaz transportée, le GNL occupant alors 1/600 ème du volume qu’il occuperait à l’état gazeux, permettant ainsi de faciliter son transport d’un site à un autre. La cuve est par ailleurs apte à maintenir le GNL à l’état liquide à très basse température, notamment à une température inférieure à -163°C, température à laquelle le GNL est sous forme liquide à pression atmosphérique.
Une telle cuve de GNL peut également être utilisée comme un réservoir de carburant pour certains navires. En d’autres termes, ces navires chargent et stockent du GNL dans une cuve, puis utilisent ensuite le GNL comme carburant.
Chaque cuve délimite un espace principal qui est destiné à contenir le GNL. La cuve comprend au moins un premier espace et un deuxième espace entre lesquels une membrane d’étanchéité est interposée. Le premier espace forme un espace d’isolation thermique du deuxième espace. Autrement dit, en partant de l’extérieur de la cuve vers l’intérieur de la cuve, on rencontre au moins le premier espace, qui forme une couche isolante thermiquement du deuxième espace, puis la membrane d’étanchéité qui est prévue pour assurer une étanchéité entre le premier espace et le deuxième espace, puis le deuxième espace.
On note que la cuve est susceptible de comporter deux membranes d’étanchéité, dont une membrane primaire d’étanchéité logée à l’intérieur d’une membrane secondaire d’étanchéité.
Une fois la fabrication de la membrane terminée, il est connu de vérifier l’étanchéité de cette membrane pour garantir l’absence de fuite du volume principal contenant le gaz naturel liquéfié vers la couche d’isolation qui entoure ce volume principal.
Aussi, il est courant d’effectuer un test de pression au cours duquel la membrane d’étanchéité est soumise à une pression-test de l’ordre de 20 mbarg au cours duquel on observe un comportement, une résistance à la pression de la membrane d’étanchéité et les fuites éventuelles.
Toutefois, une telle méthode s’avère risquée et est susceptible d’engendrer des dégâts considérables sur l’ensemble de la cuve, en cas de fausse manœuvre lors du test évoqué ci-dessus. En effet, une erreur de manipulation peut conduire à augmenter la pression dans la couche qui entoure le volume principal, ce qui peut entraîner une rupture partielle, voire totale de la membrane d’étanchéité. Les conséquences sont encore plus importantes dans le cas fréquent où la cuve comporte une membrane primaire d’étanchéité et une membrane secondaire d’étanchéité, qui entourent toutes deux le volume principal qui contient le gaz naturel liquéfié.
Aussi, il existe un besoin de disposer d’un système de stockage et/ou de transport comprenant la cuve du navire de transport, le système de stockage et/ou de transport étant apte protéger la membrane d’étanchéité indifféremment unique, ou bien primaire et/ou secondaire.
La présente invention s’inscrit dans ce contexte et propose un système de stockage et/ou de transport d’un gaz à l’état liquide comprenant au moins une cuve qui délimite un espace principal destiné à contenir un gaz à l’état liquide, par exemple du gaz naturel liquéfié. La cuve comprend au moins un premier espace, un deuxième espace et au moins une membrane d’étanchéité interposée entre le premier espace et le deuxième espace, le premier espace étant constitutif d’un espace d’isolation thermique du deuxième espace.
Selon la présente invention, le système de stockage et/ou de transport comprend un dispositif de sécurité qui maintient une étanchéité entre le premier espace et le deuxième espace quand une première pression régnant à l’intérieur du premier espace est inférieure à une deuxième pression régnant à l’intérieur du deuxième espace, et qui met en relation fluidique le premier espace avec le deuxième espace quand la première pression est supérieure à la deuxième pression.
Un aspect de l’invention concerne un ensemble rotatif de turbomachine d’axe de rotation comprenant : un disque centré sur l’axe qui présente à sa périphéries des alvéoles délimitées circonférentiellement par des dents du disque, des aubes montées circonférentiellement adjacentes chacune dans une alvéole respective du disque, chaque aube comprenant: un pied monté dans une alvéole respective du disque, le pied ayant une forme configurée pour permettre un montage du pied dans l’alvéole respective du disque, une échasse formée par une paroi qui s’étend radialement vis-à-vis de l’axe vers l’extérieur du pied, la paroi de l’échasse étant délimitée par une première surface d’extrémité circonférentielle, une deuxième surface d’extrémité circonférentielle opposée à la première surface d’extrémité circonférentielle et deux bords d’extrémité axiale opposés l’un à l’autre, une plateforme qui s’étend à l’extrémité radialement externe de l’échasse et qui est située circonférentiellement bout-à-bout d’une autre plateforme d’une autre aube circonférentiellement adjacente, et une pale qui s’étend radialement à l’extérieur à partir de la plateforme, au moins un organe d’étanchéité monté dans une cavité délimitée d’une part, par le disque et d’autre part, par les échasses et les plateformes de l’aube et de l’autre aube circonférentiellement adjacentes, caractérisé en ce que la plateforme ou l’échasse de l’aube comprend un premier élément d’accouplement accouplé par emboitement mâle-femelle avec un deuxième élément d’accouplement s’étendant d’une paroi de l’organe d’étanchéité de sorte à retenir l’organe d’étanchéité vis-à-vis de la cavité, axialement dans les deux sens.
Grâce à l’invention, l’organe d’étanchéité est retenu axialement par son deuxième élément d’accouplement accouplé par emboitement mâle-femelle avec le premier élément d’accouplement de la plateforme ou de l’échasse. L’emboitement mâle-femelle permet d’éviter des problèmes de jeux axiaux contrairement au cas de l’art antérieur dans lequel les organes rotatifs sont plaquées contre une butée ou paroi de l’aube. En effet, grâce à l’emboitement mâle-femelle des éléments d’accouplements, l’organe d’étanchéité à un jeu axial (ou pas car l’emboitement peut être serré) uniquement dépendant des tolérances de fabrication de ces éléments d’accouplements. Ainsi l’ensemble rotatif a un organe d’étanchéité maintenu axialement de façon fiable (sans problème de contraintes thermiques). En outre, l’organe d’étanchéité peut toujours être plaqué par la force centrifuge contre les plateformes des deux aubes, permettant ainsi d’éviter des erreurs de montages.
En outre, l’invention permet de fonctionner avec des aubes dépourvues de muret amont ou/et aval permettant de simplifier la fabrication des aubes en CMC. En outre, l’insertion du dernier organe d’étanchéité de la roue peut être inséré axialement entre les deux aubes, en se déformant élastiquement jusqu’à ce que les deux éléments d’accouplement coopérent. Le montage est ainsi simplifié.
Dans la demande, on entend par « un premier élément d’accouplement accouplé par emboitement mâle-femelle avec un deuxième élément d’accouplement » que le premier ou le deuxième élément d’accouplement est l’élément femelle (trou) et respectivement le deuxième ou le premier élément d’accouplement est l’élément mâle (saillie ou excroissance) inséré dans l’élément femelle (trou). En outre, on entend par « deuxième élément d’accouplement s’étendant d’une paroi de l’organe d’étanchéité » que le deuxième élément d’accouplement est une partie mâle (saillie ou excroissance) ou femelle (trou) de l’organe d’étanchéité liée à une paroi formant ensemble un côté (une face) de l’organe d’étanchéité.
Les éléments d’accouplements sont donc complémentaires, c’est-à-dire ont deux formes complémentaires pour s’emboiter l’un dans l’autre et accoupler mécaniquement dans les deux sens axiaux, l’aube à l’organe d’étanchéité.
Outre les caractéristiques qui viennent d’être évoquées dans le paragraphe précédent, la roue de turbine selon un aspect de l’invention peut présenter une ou plusieurs caractéristiques complémentaires parmi les suivantes, considérées individuellement ou selon toutes les combinaisons techniquement possibles :
Selon un mode de réalisation, la saillie est une déformation plastique de la paroi de l’organe d’étanchéité comprenant la surface d’extrémité circonférentielle.