Способ и система сжижения сырьевого потока природного газа
Изобретение относится к сжижению потока природного газа. Обеспечивают сжатый технологический поток (25). Получают первый отделившийся поток (32) из сжатого технологического потока и расширяют первый отделившийся поток. Охлаждают остальную часть сжатого технологического потока (31) за счет расширенного первого отделившегося потока. Получают второй отделившийся поток (52) из предварительно охлажденного технологического потока (41) и расширяют его. Охлаждают остальную часть предварительно охлажденного сжатого технологического потока (51) за счет парового потока (56), полученного из второго отделившегося потока. Расширяют дополнительный охлажденный технологический поток (61) с получением потока (71) сжиженного природного газа. Пропускают первый отделившийся поток (42) и паровой поток (62) в блок (200) повторного сжатия для получения рециркуляционного потока (105), который должен быть объединен с сырьевым потоком природного газа для образования технологического потока. Технический результат – снижение капитальных затрат. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 2 ил.
Данное изобретение относится к способу и системе сжижения сырьевого потока природного газа.
Способы сжижения углеводородсодержащих газовых потоков хорошо известны в данной области техники. Углеводородсодержащий газовый поток, такой как поток природного газа, желательно сжижать по ряду причин. Например, природный газ легче хранить и транспортировать на большие расстояния в виде жидкости, чем в газообразном виде, потому что она занимает меньший объем и ее не нужно хранить под высоким давлением. Обычно перед сжижением загрязненный углеводородсодержащий газовый поток обрабатывают для удаления одного или более загрязняющих веществ (таких как H2O, CO2, H2S и т.п.), которые могут вымораживаться во время процесса сжижения.
Процессы сжижения известны из предшествующего уровня техники, в котором используют один или более замкнутых холодильных циклов для охлаждения и сжижения углеводородсодержащего газового потока. Примерами являются процесс C3-MR или процесс DMR. В процессе C3-MR на первом этапе охлаждения используют пропан в качестве хладагента, а на втором этапе охлаждения используют смесь из двух или более хладагентов, таких как смесь пропана, этана, метана и азота. В процессе DMR используют два холодильных цикла, каждый из которых включает смешанный хладагент.
Известны альтернативные способы сжижения, в которых не используют отдельный холодильный цикл.
WO 02014/166925 описывает способ сжижения загрязненного углеводородсодержащего газового потока, причем способ включает по меньшей мере этапы:
1) обеспечения загрязненного углеводородсодержащего газового потока;
2) охлаждения загрязненного углеводородсодержащего газового потока в первом теплообменнике с получением охлажденного загрязненного углеводородсодержащего потока;
3) охлаждения охлажденного загрязненного углеводородсодержащего потока в детандере с получением частично сжиженного потока;
4) разделения частично сжиженного потока в сепараторе с получением газового потока и жидкого потока;
5) расширения жидкого потока, полученного на этапе 4), с получением многофазного потока, причем многофазный поток содержит по меньшей мере паровую фазу, жидкую фазу и твердую фазу;
6) отделения многофазного потока в сепараторе с получением газообразного потока и потока шламовой суспензии (содержащего твердые СО2 и жидкие углеводороды);
7) разделения суспензионного потока в сепараторе твердой/жидкой фазы с получением жидкого углеводородного потока и концентрированного потока шламовой суспензии;
8) пропускания газообразного потока, полученного на этапе 4), через первый теплообменник с получением нагретого газообразного потока и
9) сжатия нагретого газообразного потока с получением сжатого газового потока, и
10) смешения сжатого газового потока, полученного на этапе 9), с загрязненным углеводородосодержащим газовым потоком, обеспеченным на этапе 1).
Способ, описанный в WO2014/166925, позволяет сжижать загрязненный углеводородсодержащий газовый поток с использованием относительно небольшого количества оборудования без необходимости холодильного цикла, тем самым обеспечивая простой и экономически эффективный способ сжижения загрязненного углеводородсодержащего газового потока, в частности, содержащего метан загрязненного газового потока, такого как природный газ. Загрязняющее вещество может представлять собой СО2.
В способе в соответствии с WO2014/166925 используют схему процесса вымораживания для удаления СО2. На этапе 5), как описано выше, условия процесса в жидком потоке, полученном на этапе 4), находятся за пределами рабочих параметров для вымораживания CO2 (условия процесса составляют, например, 20 бар, -120°C, 1% мол. СО2), так что любое дальнейшее снижение температуры вызовет вымораживание CO2. Снижение температуры достигается на этапе 5) уменьшением давления в дроссельном клапане (клапан Джоуля Томсона). Уменьшение давления приводит к испарению части жидкого метана, тем самым охлаждая оставшуюся жидкость.
Другие способы сжижения описаны, например, в WO15110779 и WO12172281.
Другие способы удаления СО2 известны из предшествующего уровня техники, например, заявок WO15017357, WO12068588 и WO12162690, которые используют разные способы удаления СО2.
В US3616652 описан способ сжижения природного газа, включающий мгновенное испарение потока при понижении давления до низкого уровня давления с образованием жидкости под низким давлением и газа мгновенного испарения, а также рециркуляцию газа мгновенного испарения в контуре, выполненном с возможностью содействия охлаждению природного газа при верхнем уровне давления путем косвенного теплообмена с ним.
Целью является предоставление альтернативного, более эффективного способа и системы охлаждения и сжижения углеводородсодержащего газового потока.
Одна или более из вышеуказанных или других целей достигаются за счет способа сжижения сырьевого потока природного газа, причем способ включает по меньшей мере этапы:
a) обеспечения технологического сырьевого потока (11) путем смешивания сырьевого потока (1) природного газа с рециркуляционным потоком (105),
b) сжатия технологического сырьевого потока (11) и охлаждения технологического сырьевого потока (11) за счет окружающей среды в блоке (20) сжатия с получением сжатого технологического потока (25), давление (P25) которого составляет по меньшей мере 120 бар, а первая температура (T25) ниже 40°C,
c1) получения первого отделившегося потока (32) из сжатого технологического потока (25) и расширения первого отделившегося потока (32) в детандере предварительного охлаждения (33) с получением расширенного первого отделившегося потока (34), вторая температура которого ниже первой температуры,
c2) охлаждения остальной части сжатого технологического потока (31) в первом теплообменнике (40) за счет расширенного первого отделившегося потока (34) с получением предварительно охлажденного технологического потока (41) и нагретого первого отделившегося потока (42),
d1) получения второго отделившегося потока (52) из предварительно охлажденного технологического потока (41) и расширения второго отделившегося потока (52) в детандере (53) с получением расширенного и охлажденного многофазного второго отделившегося потока (54), третья температура которого ниже второй температуры,
d2) отделения расширенного и охлажденного многофазного второго отделившегося потока (54) в фазовом сепараторе (55) для получения парового потока (56) и жидкого потока (57),
d3) охлаждения остальной части предварительно охлажденного сжатого технологического потока (51) во втором теплообменнике (60) за счет парового потока (56) с получением дополнительного охлажденного технологического потока (61) и нагретого парового потока (62),
e) расширения дополнительного охлажденного технологического потока (61) с получением жидкого потока природного газа (71),
f) пропускания нагретого первого отделившегося потока (42) и нагретого парового потока (62) в блок (200) повторного сжатия, причем в блоке (200) повторного сжатия образуется рециркуляционный поток (105).
При сжатии технологического сырьевого потока до достижения относительно высокого давления на этапе b), то есть давления по меньшей мере 120 бар, улучшается эффективность сжижения, так как относительно высокое давление приводит к значительному эффекту охлаждения (сжижения). Давление сжатого технологического потока может находиться в диапазоне от 120 до 200 бар или в диапазоне от 130 до 190 бар, предпочтительно в диапазоне от 145 до 175 бар, более предпочтительно в диапазоне от 155 до 165 бар.
Хотя мощность, потребляемая блоком сжатия, будет относительно высокой, это компенсируется уменьшенным рециркуляционным потоком и, следовательно, уменьшает нагрузки повторного сжатия, необходимые для того, чтобы давление в рециркуляционном потоке соответствовало давлению сырьевого потока природного газа.
Первый отделившийся поток (32), который функционирует как предварительно охлажденный поток, также имеет относительно высокое давление вследствие относительно высокого сжатия на этапе b). Следовательно, первый отделившийся поток 32 имеет относительно высокую удельную теплоемкость и, следовательно, обеспечивает эффективное (предварительное) охлаждение в первом теплообменнике (40), и в результате этого первый отделившийся поток (32) может иметь относительно низкий массовый расход.
Следовательно, затраты на оборудование, связанные с рециркуляционным потоком (компрессоры, трубы), будут относительно низкими.
Кроме того, поскольку не требуются отдельные хладагенты и холодильные циклы, объем обработки жидкости значительно сокращается, что дополнительно снижает затраты.
Отсутствие хладагентов, в частности, отсутствие пропана в качестве хладагента (компонента), еще больше способствует безопасности установки.
Давление на этапе b) значительно превышает критическое давление (сверхкритическое давление), предпочтительно, по меньшей мере на 50 бар выше критического давления, что приводит к относительно постоянному температурному профилю в первом теплообменнике (40, этап c2) для сжатого технологического потока (31) из-за относительно постоянной теплоемкости в сверхкритических условиях, в отличие от давления, которое находилось бы в непосредственной близости от критической точки, в которой изменения теплоемкости с изменением температуры велики.
Это дает возможность для использования очень малой LMTD (средней логарифмической разности температур), уменьшающей локальные температурные режимы и уменьшающей внешнюю генерацию энтропии (термодинамическая неэффективность). Поскольку удельная теплоемкость относительно стабильна в сверхкритических условиях, в частности, по меньшей мере на 30 бар или по меньшей мере на 50 бар выше критической точки, температурные профили представляют собой, по существу, прямые линии (в диаграмме зависимости температуры от тепла (Q)), что снижает температурную разницу между горячими и холодными потоками и, таким образом, снижает термодинамическую неэффективность.
Давление, близкое к критической точке, привело бы к расхождению между двумя теплообменными потоками на холодной стороне теплообменника, что привело бы к неэффективности, а это означает, что сжатый технологический поток (31) менее предварительно охлажден (т.е. в результате этого первый теплообменник (40) остается при более высокой температуре).
Давление предварительного охлаждения, то есть давление расширенного первого отделившегося потока (34) является оптимизированным параметром. Более низкое давление приводит к более холодному расширенному первому отделившемуся потоку (34), но требует большего повторного сжатия. Поэтому оптимальное давление предварительного охлаждения может быть определено итерационным способом. Давление предварительного охлаждения может быть дополнительно отрегулировано во время работы с учетом изменений рабочих условий, таких как изменение температуры окружающей среды.
Далее варианты реализации изобретения будут описаны со ссылкой на следующие неограничивающие графические материалы:
на фиг. 1 схематично проиллюстрирована схема способа в соответствии с вариантом реализации изобретения;
на фиг. 2 схематично проиллюстрирована схема способа в соответствии с альтернативным вариантом реализации изобретения.
Ниже будут описаны два варианта реализации изобретения со ссылкой на фиг. 1 и фиг. 2, каждая из которых иллюстрирует другой вариант реализации изобретения. Одинаковые ссылочные позиции используются для обозначения похожих элементов на разных фигурах.
Во-первых, обеспечивается сырьевой поток 1 природного газа. Сырьевой поток 1 природного газа также может упоминаться как углеводородный сырьевой поток 1. Сырьевой поток 1 природного газа в основном содержит метан. Хотя сырьевой поток 1 природного газа, в частности, не ограничен, он предпочтительно представляет собой газообразный поток, обогащенный метаном, предпочтительно содержащий по меньшей мере 50% мол. метана, более предпочтительно по меньшей мере 80% мол. и более предпочтительно по меньшей мере 95% мол. метана.
Остальная часть сырьевого потока 1 природного газа в основном образована из углеводородных молекул, содержащих два, три или четыре атома углерода (этан, пропан, бутан).
Сырьевой поток 1 природного газа может образовываться на этапе обработки газа, на котором удаляются загрязняющие вещества и молекулы С5+. Как будет понятно специалисту в данной области техники, точное регулирование этапа обработки газа может зависеть от состава газа выше по потоку на этапе обработки газа и характеристик жидкого природного газа.
Загрязняющие вещества и молекулы углеводородов, содержащие пять или более атомов углерода, предпочтительно удаляют выше по потоку.
Предпочтительно менее чем 1% мол. сырьевого потока 1 природного газа образуется загрязняющими веществами и молекулами углеводородов, содержащими пять или более атомов углерода после удаления. Предпочтительно сырьевой поток 1 природного газа содержит менее чем 0,15% мол. молекул углеводородов, содержащих пять или более атомов углерода. Количество молекул углеводородов, содержащих пять или более атомов углерода, может находиться в диапазоне 0,10–0,15% мол.
В качестве альтернативного варианта, загрязняющие вещества и молекулы углеводородов, содержащие пять или более атомов углерода, могут быть удалены между первым и вторым теплообменниками 40, 60 вместо удаления выше по потоку.
Сырьевой поток 1 природного газа предпочтительно имеет давление в диапазоне от 50 до 80 бар, более предпочтительно в диапазоне от 55 до 75 бар, например 65 бар. Сырьевой поток 1 природного газа предпочтительно имеет температуру в диапазоне 0-40°C, например 17°C.
На первом этапе а) технологический сырьевой поток 11 образуется путем смешивания/объединения сырьевого потока 1 природного газа с рециркуляционным потоком 105 с помощью объединителя 2. Рециркуляционный поток 105 будет описан более подробно ниже.
В соответствии с вариантом реализации изобретения массовый расход сырьевого потока 1 природного газа (MF1) и массовый расход рециркуляционного потока 105 (MF105) находятся в диапазоне MF1 : MF105 = [1:2 – 1:4], предпочтительно, по существу, равном 1:3.
На этапе b) технологический поток 11 подают в блок 20 сжатия для получения сжатого технологического потока 25, имеющего давление не менее 120 бар и первую температуру ниже 40°C. Как указано выше, давление сжатого технологического потока может находиться в диапазоне от 120 до 200 бар или в диапазоне от 130 до 190 бар, предпочтительно от 145 до 175 бар, более предпочтительно в диапазоне от 155 до 165 бар.
В соответствии с вариантом реализации изобретения, проиллюстрированным на фиг. 2, блок 20 сжатия включает один компрессор 21 с соответствующим промежуточным охладителем 22, расположенным ниже по потоку от компрессора 21.
В соответствии с вариантом реализации изобретения, блок 20 сжатия включает многоступенчатый компрессор с промежуточными охладителями. Блок 20 сжатия может включать многоступенчатый компрессор 20, имеющий любое подходящее количество компрессоров и промежуточных охладителей для достижения заданного давления и температуры.
Как проиллюстрировано на фиг. 1, этап 20 компрессора может включать первый компрессор 21 для получения технологического потока 11, затем следуют первый промежуточный охладитель 22, второй компрессор 23 и второй промежуточный охладитель 24.
Промежуточный(ые) охладитель(и) предпочтительно охлаждает(ют) технологический поток за счет окружающей среды, например, за счет окружающего воздуха или окружающей воды.
На этапе c1) сжатый технологический поток 25 подается в первый разделитель 30 для получения первого отделившегося потока 32. Первый разделитель 30 может быть любым подходящим типом разделителя, включая простое Т- или Y-образное соединение.
Первый разделитель 30 также может быть управляемым разделителем для активного управления и регулировки отделившейся части во время работы. Управляемый разделитель может содержать один или два регулируемых клапана, расположенных ниже по потоку от соединения, для управления коэффициентом деления потока.
Коэффициент деления потока определяется как массовый расход отделившегося потока 32 (MF32), деленный на массовый расход сжатого технологического потока 25 (MF25), MF32 : MF25. Как правило, коэффициент деления потока составляет 0,5–0,65.
Первый отделившийся поток 32 расширяется и, таким образом, охлаждается в детандере 33 предварительного охлаждения. Обычно расширение имеет коэффициент давления в диапазоне 4–6, например 5, чтобы обеспечить достаточный холод для предварительного охлаждения остальной части сжатого технологического потока 31. Коэффициент давления определяется как давление (Р32) выше по потоку от детандера 33 предварительного охлаждения, деленное на давление (Р34) ниже по потоку от детандера 33 предварительного охлаждения.
Расширенный первый отделившийся поток 34 может иметь давление P34 в диапазоне 26–38 бар, предпочтительно 29–35 бар, более предпочтительно в диапазоне 31–33 бар. Расширенный первый отделившийся поток 34 обычно имеет температуру в диапазоне от минус 60°C до минус 80°C, обычно минус 70°C.
На этапе c2) остальная часть сжатого технологического потока 31 подается на теплую сторону первого теплообменника 40, а расширенный первый отделившийся поток 34 подается на холодную сторону первого теплообменника 40, чтобы позволить двум потокам обмениваться теплом, в частности, чтобы позволить расширенному первому отделившемуся потоку 34 предварительно охладить остальную часть сжатого технологического потока 31.
Первым теплообменником 40 может быть любой тип подходящего теплообменника, включающий спиральный теплообменник или пластинчатый (ребристый) теплообменник. Первый теплообменник 40 может содержать множество последовательных и/или параллельных подчиненных теплообменников (не показаны).
Из первого теплообменника 34 получают предварительно охлажденный технологический поток 41 на холодной стороне, а нагретый первый отделившийся поток 42 получают на теплой стороне. Нагретый первый отделившийся поток 42 направляется в блок 200 повторного сжатия, который должен быть включен в рециркуляционный поток 105, как будет описано более подробно ниже.
Нагретый первый отделившийся поток 42 может иметь температуру в диапазоне от 0°C до 40°C, например 15°C. Предварительно охлажденный технологический поток 41 может иметь температуру в диапазоне от минус 50°C до минус 70°C, например минус 60°C.
Предварительно охлажденный технологический поток 41 передается во второй разделитель 50 для получения второго отделившегося потока 52.
Второй разделитель 50 может быть любым подходящим типом разделителя, включая простое Т- или Y-образное соединение. Второй разделитель 50 также может быть управляемым разделителем для активного управления и регулировки второй отделившейся части во время работы. Второй управляемый разделитель 50 может содержать один или два регулируемых клапана, расположенных ниже по потоку от соединения, для управления вторым коэффициентом деления потока.
Второй коэффициент деления потока определяется как массовый расход второго отделившегося потока 52 (MF52), деленный на массовый расход предварительно охлажденного технологического потока 41 (MF41), MF52 : MF41.
Как правило, второй коэффициент деления потока находится в диапазоне 0,75–0,85.
На этапе d1) второй отделившийся поток 52 подается в детандер 53, например, детандер плотной фазы, для расширения и, таким образом, охлаждения второго отделившегося потока 52, чтобы войти в двухфазную зону, благодаря чему получают расширенный и охлажденный многофазный второй отделившийся поток 54. Охлажденный многофазный второй отделившийся поток 54 обычно расширяется до давления в диапазоне 5–20 бар, например, в диапазоне 8–12 бар и до третьей температуры в диапазоне от минус 110°C до минус 130°C.
Детандер 53 может функционировать как детандер плотной фазы, то есть детандер 53, который подходит для приема сверхкритического потока под давлением на входе детандера 53 и предназначен для выпуска многофазного потока 54 через выпускное отверстие детандера 53. Многофазный поток 54 может быть двухфазным потоком, содержащим парообразную/газообразную фазу и жидкую фазу.
На этапе d2) расширенный и охлажденный многофазный второй отделившийся поток 54 выпаривается в фазовом сепараторе 55, благодаря чему получают отдельный поток 56 пара и поток 57 жидкости. Массовое соотношение потока пара MF56 к массовому соотношению расширенного и охлажденного многофазного второго отделившегося потока 54 (MF54) обычно находится в диапазоне MF54 : MF56 = 0,3–0,4.
Фазовым сепаратором 55 может быть любой подходящий парожидкостный сепаратор, такой как испарительный барабан или каплеотбойная емкость.
На этапе d3) остальная часть предварительно охлажденного сжатого технологического потока 51 подается на теплую сторону второго теплообменника 60, а поток пара 56 подается на холодную сторону второго теплообменника 60, чтобы обеспечить возможность обмена теплом обоих потоков, в частности, чтобы поток пара 56 мог дополнительно охлаждать остальную часть предварительно охлажденного сжатого технологического потока 51. Таким образом получают дополнительно охлажденный технологический поток 61 и нагретый паровой поток 62.
Нагретый паровой поток 62 может быть направлен в блок 200 повторного сжатия и должен быть включен в рециркуляционный поток 105, как будет описано более подробно ниже.
В соответствии с вариантом реализации изобретения нагретый паровой поток 62 сначала направляется в первый теплообменник 40, а затем направляется в блок 200 повторного сжатия, как будет описано более подробно ниже.
Второй теплообменник 60 может быть любым типом подходящего теплообменника, включающим спиральный теплообменник или пластинчатый (ребристый) теплообменник. Второй теплообменник 60 может содержать множество последовательных и/или параллельных подчиненных теплообменников (не показаны).
Нагретый паровой поток 62 может иметь температуру T62 в диапазоне от минус 65°C до минус 85°C и давление P62 в диапазоне от 5 до 20 бар.
Предварительно охлажденный технологический поток 51 может поступать во второй теплообменник 60, имеющий температуру Т51 в диапазоне от минус 60°C до минус 80°C, а дополнительно охлажденный технологический поток 61 может оставить второй теплообменник 60, имеющий температуру Т61 в диапазоне от минус 110°C до минус 130°C и давление, которое по-прежнему, в сущности, равно давлению сжатого технологического потока 25, за исключением (непреднамеренного) перепада давления, возникающего в результате протекания потока через трубопровод, а также первый и второй теплообменники. Дополнительно охлажденный технологический поток 61 может находиться в сверхкритической плотной фазе, в которой нет никакого различия между газом и жидкостью.
На этапе е) дополнительно охлажденный технологический поток 61 расширяется в жидкостном детандере 70, благодаря чему получают поток сжиженного природного газа 71, имеющий давление в диапазоне от 8 до 15 бар, например 10 бар, и температуру, равную температуре кипения смеси при этом давлении (например, примерно минус 125°C при 10 бар). Поток сжиженного природного газа 71 может быть подан в испарительную емкость 80, благодаря чему получают сжиженный природный газ при давлении в диапазоне 1–3 бар, например при атмосферном давлении. Испарительная емкость 80 может быть емкостью для хранения. В качестве альтернативного варианта, сжиженный природный газ пропускают из испарительной емкости 80 в последующую емкость для хранения.
В соответствии с вариантом реализации изобретения, способ дополнительно включает пропускание потока сжиженного природного газа 71 в испарительную емкость 80 и получение сырьевого потока 81 сжиженного природного газа в качестве нижнего потока из испарительной емкости 80. Сырьевой поток 81 сжиженного природного газа может быть пропущен в резервуар для хранения сжиженного природного газа (СПГ), такой как резервуар для хранения СПГ на судне/корабле для перевозки СПГ или плавучем объекте для хранения СПГ.
В соответствии с вариантом реализации изобретения, способ включает получение потока 82 газа мгновенного испарения в виде верхнего потока из испарительной емкости 80, пропускание потока 82 газа мгновенного испарения в блок 200 повторного сжатия, причем поток 82 газа мгновенного испарения необязательно по меньшей мере частично пропускается через третий теплообменник 75, 75’ для обеспечения охлаждения по меньшей мере части жидкого потока 57, полученного на этапе d2).
Путем пропускания потока газа мгновенного испарения через третий теплообменник 75 происходит получение холода высокого качества, тогда как по-прежнему возможно холодное сжатие потока газа мгновенного испарения в блоке повторного сжатия, то есть сжатия без необходимости использования промежуточного охладителя.
В соответствии с вариантом реализации изобретения, как проиллюстрировано на фиг. 1, способ включает:
e1) разделение потока жидкости 57, полученного на этапе d2), на первую часть жидкости 71 и вторую часть жидкости 74,
e2) расширение первой части жидкости 71 в первом устройстве 72 для снижения давления для получения второго потока 73 сжиженного природного газа и
e3) охлаждение второй части жидкости 74 путем пропускания второй части жидкости через третий теплообменник 75 и второе устройство 78 для снижения давления для получения третьего потока 76 сжиженного природного газа,
e4) сбор потока сжиженного природного газа, полученного на этапе e), причем второй поток 73 сжиженного природного газа получают на этапе e2), а третий поток 76 сжиженного природного газа получают на этапе e3) в испарительной емкости 80.
Первым устройством для снижения давления может быть клапан (Джоуля-Томсона) или детандер. Вторым устройством для снижения давления может быть клапан (Джоуля-Томсона) или детандер. В соответствии с вариантом реализации изобретения, первое устройство для снижения давления представляет собой детандер, а второе устройство для снижения давления представляет собой клапан Джоуля-Томсона.
Этот вариант реализации изобретения обеспечивает преимущество, заключающееся в том, что разделение на этапе e1) позволяет контролировать расход второй части жидкости через третий теплообменник и таким образом позволяет лучше согласовать кривые нагрева в третьем теплообменнике 75, что дает более низкую среднюю логарифмическую разницу температур (LMTD) и, следовательно, более низкие потери энергии в третьем теплообменнике 75. Это обеспечивает более энергоэффективный способ.
Разделение на этапе e1) может быть заранее определенным разделением, например, может обеспечивать заранее определенный расход второй части жидкости через третий теплообменник. В качестве альтернативного варианта, разделение может быть управляемым разделением, обеспечиваемым управляемым разделителем, который обеспечивает регулируемое разделение, которое можно активно контролировать во время работы.
Второй поток сжиженного природного газа 73 и третий поток сжиженного природного газа 76 обычно находятся под одинаковым давлением, которое близко к атмосферному (в диапазоне 1–1,25 бар) и при температуре, близкой к или при -161,5°C (в диапазоне от минус 160 до минус 162°C), хотя может существовать небольшая разница давления/температуры из-за различий в составе.
На этапе e3) вторая часть жидкости 74 охлаждается в третьем теплообменнике 75 за счет по меньшей мере части потока 82 газа мгновенного испарения, благодаря чему получают нагретый поток 77 газа мгновенного испарения, который пропускается в блок 200 повторного сжатия.
Давление третьего потока сжиженного природного газа 76, который является переохлажденной жидкостью, может эффективно уменьшаться, предпочтительно (близко) к условиям хранения с помощью второго устройства для снижения давления, например, клапана Джоуля-Томсона 78, что таким образом сводит к минимуму мгновенное испарение пара.
В соответствии с вариантом реализации изобретения, как проиллюстрировано на фиг. 2, способ включает:
e1’) пропускание потока жидкости 57, полученного на этапе d2), через третий теплообменник 75’ и детандер 78’ для получения дополнительного потока сжиженного природного газа 76’,
e2’) сбор потока сжиженного природного газа, полученного на этапе e) и дополнительного потока сжиженного природного газа 76’, полученного на этапе e1’), в испарительной емкости 80.
Детандер 78’ в более общем случае может быть устройством для снижения давления, таким как клапан (Джоуля-Томсона).
Дополнительный поток сжиженного природного газа 76’ может иметь давление в диапазоне от 1 до 1,25 бар, например 1,05 бар, и температуру в диапазоне от минус 160 до минус 162°C, например минус 160,6°C.
Поток 77 подогретого газа мгновенного испарения может быть под атмосферным давлением, например 1 бар, и при температуре в диапазоне от минус 120 до минус 130°C, например минус 125°C.
Давление в испарительной емкости 80, по существу, равно атмосферному давлению, и собранный сжиженный природный газ находится в точке кипения.
В соответствии с вариантом реализации изобретения нагретый паровой поток 62, полученный из второго теплообменника 60 на этапе d3), пропускается через первый теплообменник 40, чтобы обеспечить охлаждение остальной части сжатого технологического потока 31, благодаря чему получают дополнительный нагретый паровой поток 43 перед тем, как перейти в блок 200 повторного сжатия.
На этапе f) нагретый первый отделившийся поток 43 и нагретый паровой поток 62, возникающий из расширенного и охлажденного многофазного второго отделившегося потока 54, объединяются, чтобы быть включенными в рециркуляционный поток 105 в блоке 200 повторного сжатия.
В соответствии с вариантом реализации изобретения, этап f) включает отдельно пропускание нагретого первого отделившегося потока 42 и одного из нагретого парового потока 62 и дополнительного нагретого парового потока 43 в блок 200 повторного сжатия для получения рециркуляционного потока 105.
Блок 200 повторного сжатия может быть многоступенчатым блоком повторного сжатия. Первый отделившийся поток 42 и один из нагретого парового потока 62 и дополнительного нагретого парового потока 43 предпочтительно подаются на разные ступени (давления) в блоке 200 повторного сжатия.
В случае пропускания нагретого парового потока 43 через первый теплообменник 40, именно дополнительный нагретый паровой поток 43 пропускается в блок 200 повторного сжатия и должен быть включен в рециркуляционный поток 105. В приведенном ниже описании будет дана ссылка на дополнительный нагретый паровой поток 43, но следует понимать, что это может быть нагретый паровой поток 62, если нагретый паровой поток 62 не пропускается через первый теплообменник 40.
В соответствии с вариантом реализации изобретения, этап f) дополнительно включает пропускание потока газа мгновенного испарения (82) или нагретого потока газа мгновенного испарения 77 в блок 200 повторного сжатия.
Поток газа мгновенного испарения 82 или нагретый поток газа мгновенного испарения 77 пропускают в блок повторного сжатия отдельно от нагретого первого отделившегося потока 42, нагретого парового потока 62 и дополнительного нагретого парового пара 43. Поток газа мгновенного испарения 82 или нагретый поток газа мгновенного испарения 77, нагретый первый отделившийся поток 42, нагретый паровой поток 62 или дополнительный нагретый паровой поток 43 предпочтительно подаются в разные ступени (давления) в блоке 200 повторного сжатия.
Следовательно, уровни давления различных потоков, пропущенных в блок (200) повторного сжатия, разделены.
Благодаря пропусканию нагретого первого отделившегося потока 42 отдельно от нагретого парового потока 62 и дополнительного нагретого парового потока 43 предотвращается загрязнение нагретого первого отделившегося потока 42 азотом, что позволяет более эффективно пропускать топливо.
Блок 200 повторного сжатия может включать несколько блоков повторного сжатия, расположенных последовательно, причем каждый блок повторного сжатия включает один или более компрессоров 90, 93, 102.
Количество блоков повторного сжатия может быть равно количеству потоков, пропускаемых в блок 200 повторного сжатия, например трем в соответствии с вариантом реализации изобретения, проиллюстрированным на фиг. 1.
Один или более блоков повторного сжатия могут включать один или более связанных промежуточных охладителей. Затем блок 200 повторного сжатия может быть назван блоком многофазного повторного сжатия с промежуточным охлаждением.
В соответствии с вариантом реализации изобретения, проиллюстрированным на фиг. 1, блок 200 повторного сжатия представляет собой блок 200 трехступенчатого повторного сжатия, включающий три ступени повторного сжатия, расположенные последовательно, то есть ступень предварительного повторного сжатия, ступень промежуточного повторного сжатия и ступень окончательного повторного сжатия.
Как проиллюстрировано на фиг. 1, блок предварительного повторного сжатия может включать первый компрессор 90, содержащий два последовательных вспомогательных компрессора, выполненных с возможностью приема нагретого потока 77 газа мгновенного испарения и сжатия нагретого потока 77 газа мгновенного испарения, благодаря чему получают первый повторно сжатый поток 91 с температурой Т91 в диапазоне от 15 до 20°C. Давление Р91 первого повторно сжатого потока, по существу, равно давлению Р43 нагретого парового потока 43, например, в диапазоне 8–12 бар, например 10 бар.
Поскольку входной поток первого компрессора 90 является относительно холодным (причем поток 82 газа мгновенного испарения обычно имеет температуру –162°C, а нагретый поток 77 газа мгновенного испарения обычно имеет температуру приблизительно от минус 120°C до минус 130°C), требования к мощности сжатия относительно низки, и промежуточный охладитель не требуется.
Предварительно сжатый поток 91 и дополнительный нагретый паровой поток 43 (или нагретый паровой поток 62) объединяются и подаются в блок промежуточного повторного сжатия в виде объединенного потока 92.
Блок промежуточного повторного сжатия включает промежуточный компрессор 93 и соответствующий промежуточный охладитель 97, расположенный ниже по потоку от промежуточного компрессора 93. Блок промежуточного повторного сжатия выполнен с возможностью приема объединенного потока 92 и последующего повторного сжатия и охлаждения объединенного потока 92 для получения промежуточного сжатого потока 98, обычно имеющего промежуточное давление Р98 в диапазоне 25–35 бар, например 32 бар. Поток 96, выходящий из промежуточного компрессора 93, обычно имеет температуру выше 100°C и охлаждается промежуточным охладителем 97, как правило, до температуры Т98 в диапазоне от 15°C до 25°C.
Промежуточный сжатый поток 98 и нагретый первый отделившийся поток 42 объединяются и подаются в блок окончательного повторного сжатия в виде дополнительного объединенного потока 101.
Блок окончательного повторного сжатия включает конечный компрессор 102 и соответствующий промежуточный охладитель 104, расположенный ниже по потоку от конечного компрессора 102. Блок окончательного повторного сжатия выполнен с возможностью получения дополнительного комбинированного потока 101 и последующего повторного сжатия и охлаждения дополнительного объединенного потока 101 для получения рециркуляционного потока 105. Рециркуляционный поток 105 обычно имеет давление P105, по существу, равное давлению сырьевого потока 1 природного газа, обычно в диапазоне от 50 до 80 бар, более предпочтительно в диапазоне от 55 до 75 бар, например 65 бар.
В соответствии с одним вариантом реализации изобретения данный способ дополнительно включает:
g) получение потока 95 топлива из промежуточного местоположения блока 200 повторного сжатия, предпочтительно выше по потоку от местоположения, в котором нагретый первый отделившийся поток 42 подается в блок 200 повторного сжатия.
Предпочтительно поток 95 топлива получают в промежуточном местоположении, в котором концентрация азота является относительно высокой. Поскольку поток 77, 82 газа мгновенного испарения и паровой поток 56 содержат относительно высокое количество азота по сравнению с первым отделившемся потоком 32, 42, поток 95 топлива предпочтительно получают выше по потоку от местоположения, в котором нагретый первый отделившийся поток 42 поступает в блок многоступенчатого рекомпрессора 200.
Поток 95 топлива предпочтительно получают в виде бокового потока от потока 96, выходящего из промежуточного компрессора 93. Поток 95 топлива получают в промежуточном местоположении между промежуточным компрессором 93 и соответствующим промежуточным охладителем 97.
Это приводит к образованию эффективного потока топлива, имеющего относительно большое количество азота, и уменьшает количество рециркулируемого азота.
В соответствии с примером, используемый способ функционирует следующим образом. Технологический сырьевой поток 11 получают путем смешивания сырьевого потока 1 природного газа, взятого после того, как достигается температура конденсации для соответствия спецификации С5+ (<0,1% мол.), причем рециркуляционный поток 105 имеет соотношение около 1:3. Этап 20 компрессора (вспомогательного компрессора), состоящий из двух этапов с промежуточным охлаждением, повышает давление от 65 бар до 160 бар. Технологический сырьевой поток 11 охлаждают промежуточным охладителем (охладителями) приблизительно до 17°C с использованием воды в качестве охлаждающей среды. Полученный таким образом сжатый технологический поток 25 разделяют на две части, первый отделяющийся поток 32 (0,57 масс. доли) и остальную часть сжатого технологического потока (0,43 масс. доли).
Первый отделившийся поток расширяется в детандере 33 предварительного охлаждения, являющийся детандером на 30 МВт, с коэффициентом давления около 5. Таким образом, расширенный первый отделившийся поток 34 получают для обеспечения холода для остальной части сжатого технологического потока. Эти потоки обмениваются теплом в первом теплообменнике 40. Температура горячего выпускного потока достигает -75°C, а холодный выпускной поток направляется в блок 200 повторного сжатия.
Затем предварительно охлажденный технологический поток 41 разделяют на второй отделившийся поток 52 (0,8 масс. доли), который расширяют до 10 бар в детандере 53, благодаря чему он охлаждается до около минус 123°C, поступая в двухфазную зону с получением таким образом расширенного и охлажденного многофазного второго отделившегося потока 54.
Расширенный и охлажденный многофазный второй отделившийся поток 54 подвергается мгновенному испарению в сепараторе высокого давления 55 для получения парового потока 56 (0,34 молярной доли).
После сепаратора высокого давления 55 паровой поток 56 используется для дополнительного охлаждения остальной части предварительно охлажденного сжатого технологического потока 51 во втором теплообменнике 60 до около -123°C. Затем паровой поток 56 (теперь нагреваемый паровой поток 62) обеспечивает холод в первом теплообменнике 40.
Полученный таким образом дополнительный охлажденный технологический поток 61, являющийся низкотемпературным потоком высокого давления, расширяется в жидкостном детандере 70 до условий хранения.
Жидкий поток 57, полученный из сепаратора 55, разделяется на два потока. Первая жидкая часть или основной поток 71 (0,89 масс. доли) расширяется через первое устройство для снижения давления, например, жидкостный детандер 72, тогда как вторая жидкая часть 74 или меньшая доля (0,19 масс. доли) переохлаждается за счет потока газа мгновенного испарения 82 в третьем теплообменнике 75, а затем давление в ней понижается с помощью второго устройства для снижения давления, такого как клапан 78 Джоуля-Томпсона, перед тем, как ее пропускают в испарительную емкость 80.
Поток 82 газа мгновенного испарения, после охлаждения по меньшей мере части жидкого потока 57 в третьем теплообменнике 75, направляется в блок 200 повторного сжатия. Нагретый поток 77 газа мгновенного испарения направляют на холодное повторное сжатие. При использовании холодного сжатия (2 этапа) достигаются низкие требования к потреблению, и нет необходимости в промежуточных охладителях. Температура на выходе первого компрессора 90 повысилась до 17°C. Выходной поток первого компрессора 90 смешивают с находящимся под давлением 10 бар дополнительным нагретым паровым потоком 43, выходящим из первого теплообменника 40, объединенный поток 92 которого сжимается промежуточным компрессором 93 до промежуточного давления 32 бар. Затем поток 96, выходящий из промежуточного компрессора 93, смешивается с нагретым первым отделившимся потоком 42 и последовательно сжимается до уровня давления подачи 65 бар для образования рециркуляционного потока 105.
Моделирования показали, что схемы способа, описанные со ссылкой на фиг. 1 и 2, нуждаются в относительно небольшом рециркуляционном потоке 105, который значительно повышает эффективность, что более чем уравновешивает использование более высоких подпорных давлений, требуемых на этапе 200 компрессора.
Моделирования показали, что вариант реализации изобретения, описанный со ссылкой на фиг. 1, обеспечивает удельную потребляемую мощность, составляющую 9,816 кВт/т/сут (235,6 кВт-ч/т). Это соответствует производству СПГ в 3,4 млн т/год с использованием газовой турбины мощностью 100 МВт в качестве механического привода, принимая готовность равной 95%.
Специалист в данной области техники легко поймет, что могут быть сделаны многие модификации без отхода от объема изобретения. Например, следует понимать, что этап 20 компрессора, как проиллюстрировано на фиг. 1, может быть использован в варианте реализации изобретения по фиг. 2 и наоборот. Если в этом тексте используется слово «этап» или «этапы», то следует понимать, что это не делается для указания конкретного порядка (во времени). Этапы могут применяться в любом подходящем порядке, включая их одновременное применение.
1. Способ сжижения сырьевого потока (1) природного газа, включающий по меньшей мере этапы:
a) обеспечения технологического сырьевого потока (11) путем смешивания сырьевого потока (1) природного газа с рециркуляционным потоком (105),
b) сжатия технологического сырьевого потока и охлаждения технологического сырьевого потока (11) за счет окружающей среды в блоке (20) сжатия, в результате чего получают сжатый технологический поток (25), давление (P25) которого составляет по меньшей мере 120 бар, а первая температура (T25) ниже 40°C,
c1) получения первого отделившегося потока (32) из сжатого технологического потока (25) и расширения первого отделившегося потока (32) в детандере (33) предварительного охлаждения с получением расширенного первого отделившегося потока (34), вторая температура которого ниже первой температуры,
c2) охлаждения остальной части сжатого технологического потока (31) в первом теплообменнике (40) за счет расширенного первого отделившегося потока (34) с получением предварительно охлажденного технологического потока (41) и нагретого первого отделившегося потока (42),
d1) получения второго отделившегося потока (52) из предварительно охлажденного технологического потока (41) и расширения второго отделившегося потока (52) в детандере (53) с получением расширенного и охлажденного многофазного второго отделившегося потока (54), третья температура которого ниже второй температуры,
d2) отделения расширенного и охлажденного многофазного второго отделившегося потока (54) в фазовом сепараторе (55) для получения парового потока (56) и жидкого потока (57),
d3) охлаждения остальной части предварительно охлажденного сжатого технологического потока (51) во втором теплообменнике (60) за счет парового потока (56) с получением дополнительного охлажденного технологического потока (61) и нагретого парового потока (62),
e) расширения дополнительного охлажденного технологического потока (61) с получением жидкого потока (71) природного газа,
f) пропускания нагретого первого отделившегося потока (42) и нагретого парового потока (62) в блок (200) повторного сжатия, причем в блоке (200) повторного сжатия образуется рециркуляционный поток (105).
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что массовый расход MF1 сырьевого потока (1) природного газа и массовый расход MF105 рециркуляционного потока (105) находится в диапазоне MF1 : MF105 = 1:2 – 1:4, предпочтительно, по существу, равно 1:3.
3. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что способ дополнительно включает пропускание потока (71) сжиженного природного газа в испарительную емкость (80) и получение производственного потока (81) сжиженного природного газа в качестве нижнего потока из испарительной емкости (80).
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что способ включает получение потока (82) газа мгновенного испарения в виде верхнего потока из испарительной емкости (80), пропускание потока (82) газа мгновенного испарения в блок (200) повторного сжатия, при этом пропускание потока (82) газа мгновенного испарения в блок (200) повторного сжатия необязательно включает пропускание потока (82) газа мгновенного испарения по меньшей мере частично через третий теплообменник (75, 75’) для обеспечения охлаждения по меньшей мере части жидкого потока (57), полученного на этапе d2).
5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что способ включает:
e1) разделение жидкого потока (57), полученного на этапе d2) на первую часть (71) жидкости и вторую часть (74) жидкости,
е2) расширение первой части (71) жидкости в первом устройстве (72) для снижения давления для получения второго потока (73) сжиженного природного газа и
е3) охлаждение второй части (74) жидкости путем пропускания второй части жидкости через третий теплообменник (75) и второе устройство (78) для снижения давления для получения третьего потока (76) сжиженного природного газа,
e4) сбор потока сжиженного природного газа, полученного на этапе e), второго потока (73) сжиженного природного газа, полученного на этапе e2), и третьего потока (76) сжиженного природного газа, полученного на этапе e3), в испарительной емкости (80).
6. Способ по п. 4, отличающийся тем, что способ включает:
e1’) пропускание жидкого потока (57), полученного на этапе d2), через третий теплообменник (75') и клапан или детандер (78’) для получения дополнительного потока (76’) сжиженного природного газа,
e2’) сбор потока сжиженного природного газа, полученного на этапе e), и дополнительного потока (76’) сжиженного природного газа, полученного на этапе e1’), в испарительной емкости (80).
7. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что нагретый паровой поток (62), полученный из второго теплообменника (60) на этапе d3), пропускают через первый теплообменник (40) для обеспечения охлаждения остальной части сжатого технологического потока (31) с получением дополнительного нагретого парового потока (43) перед тем, как пропустить его в блок (200) повторного сжатия.
8. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что этап f) включает отдельное пропускание нагретого первого отделившегося потока (42) и одного из нагретого парового потока (62) и дополнительного нагретого парового потока (43) в блок (200) повторного сжатия для получения рециркуляционного потока (105).
9. Способ по любому из пп. 4–6, отличающийся тем, что этап f) дополнительно включает пропускание потока (82) газа мгновенного испарения или нагретого потока (77) газа мгновенного испарения в блок (200) повторного сжатия.
10. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что способ дополнительно включает:
g) получение потока (95) топлива из промежуточного местоположения блока (200) повторного сжатия, предпочтительно выше по потоку от местоположения, в котором нагретый первый отделившийся поток (42) подается в блок (200) повторного сжатия.
11. Система сжижения сырьевого потока (1) природного газа, содержащая:
- блок (20) сжатия, выполненный с возможностью приема технологического сырьевого потока (11), содержащего сырьевой поток (1) природного газа и рециркуляционный поток (105), причем блок (20) сжатия дополнительно выполнен с возможностью сжатия технологического сырьевого потока (11) и охлаждения технологического сырьевого потока (11) для получения сжатого технологического потока (25), давление (Р25) которого составляет по меньшей мере 120 бар, а первая температура (Т25) ниже 40°C,
- первый разделитель (30), выполненный с возможностью приема сжатого технологического потока (25) и вывода первого отделившегося потока (32) и остальной части сжатого технологического потока (31),
- детандер (33) предварительного охлаждения, выполненный с возможностью приема и расширения первого отделившегося потока (32) для получения расширенного первого отделившегося потока (34), вторая температура которого ниже первой температуры,
- первый теплообменник (40), выполненный с возможностью приема расширенного первого отделившегося потока (34) и остальной части сжатого технологического потока (31) с последующим охлаждением остальной части сжатого технологического потока (31) за счет расширенного первого отделившегося потока (34) с получением предварительно охлажденного технологического потока (41) и нагретого первого отделившегося потока (42),
- второй разделитель (50), выполненный с возможностью приема предварительно охлажденного технологического потока (41) и выпуска второго отделившегося потока (52) и остальной части предварительно охлажденного сжатого технологического потока (51),
- детандер (53), выполненный с возможностью приема и расширения второго отделившегося потока (52) с получением расширенного и охлажденного многофазного второго отделившегося потока (54), третья температура которого ниже второй температуры,
- фазовый сепаратор (55), выполненный с возможностью приема расширенного и охлажденного многофазного второго отделившегося потока (54) и выпуска парового потока (56) и жидкого потока (57),
- второй теплообменник (60), выполненный с возможностью приема парового потока (56) и остальной части предварительно охлажденного сжатого технологического потока (51) с последующим охлаждением остальной части предварительно охлажденного сжатого технологического потока (51) за счет потока пара (56) с получением дополнительного охлажденного технологического потока (61) и нагретого парового потока (62),
- жидкостный детандер (70), выполненный с возможностью приема дополнительного охлажденного технологического потока (61) с получением потока (71) сжиженного природного газа,
- блок (200) повторного сжатия, выполненный с возможностью приема, объединения и повторного сжатия по меньшей мере нагретого первого отделившегося потока (42) и нагретого парового потока (62) для получения рециркуляционного потока (105).
12. Система по п. 11, отличающаяся тем, что система дополнительно содержит испарительную емкость (80), выполненную с возможностью приема потока (71) сжиженного природного газа, причем испарительная емкость (80) дополнительно выполнена с возможностью выпуска производственного потока (81) сжиженного природного газа.
13. Система по п. 12, отличающаяся тем, что испарительная емкость (80) выполнена с возможностью выпуска потока (82) газа мгновенного испарения, причем система содержит трубу (82, 77) для газа мгновенного испарения, выполненную с возможностью пропускания потока (82) газа мгновенного испарения в блок (200) повторного сжатия, причем система необязательно содержит третий теплообменник (75, 75’), выполненный с возможностью приема потока (82) газа мгновенного испарения и по меньшей мере части жидкого потока (57) с последующим охлаждением по меньшей мере части жидкого потока (57) за счет потока (82) газа мгновенного испарения.
14. Система по п. 13, содержащая:
- дополнительный разделитель, выполненный с возможностью приема жидкого потока (57) и разделения жидкого потока (57) на первую часть (71) жидкости и вторую часть (74) жидкости,
- первое устройство (72) для снижения давления, выполненное с возможностью приема и расширения первой части (71) жидкости для получения второго потока (73) сжиженного природного газа,
- третий теплообменник (75), выполненный с возможностью приема потока (82) газа мгновенного испарения и второй части (74) жидкости с последующим охлаждением второй части (74) жидкости и передачи второй части (74) жидкости во второе устройство (78) для снижения давления для получения третьего потока (76) сжиженного природного газа,
причем испарительная емкость (80) дополнительно выполнена с возможностью приема второго потока (73) сжиженного природного газа и третьего потока (76) сжиженного природного газа.
15. Система по п. 13, отличающаяся тем, что система содержит третий теплообменник (75, 75’), выполненный с возможностью приема потока (82) газа мгновенного испарения и по меньшей мере части жидкого потока (57) с последующим охлаждением по меньшей мере части жидкого потока (57) за счет потока (82) газа мгновенного испарения, причем система дополнительно содержит клапан или детандер (78’), расположенный ниже по потоку от третьего теплообменника (75’), выполненного с возможностью приема по меньшей мере части жидкого потока из третьего теплообменника (75’) для расширения по меньшей мере части жидкого потока (57) с получением дополнительного потока (76’) сжиженного природного газа,
причем испарительная емкость (80) дополнительно выполнена с возможностью приема дополнительного потока (76’) сжиженного природного газа.
